Cátedra de Distribución de Energía Eléctrica

Cátedra de Distribución de Energía Eléctrica
Facultad de Ciencias Exactas Físicas y
Naturales
Universidad Nacional de Córdoba
“Análisis del comportamiento del Mercado Eléctrico Argentino y su
incidencia en el Mercado Eléctrico de Córdoba”
Héctor Hugo Meyer
1
INDICE
Introducción............................................................................................ pág 3
Capítulo I
Información del contexto, mercado de referencia y sus consumidores............. pág 4
Capítulo II
Funcionamiento del Mercado Eléctrico Argentino……………………………………………... pág 16
Bibliografía........................................................................................... pág 23
Glosario .............................................................................................. pág 24
2
INTRODUCCIÓN
El presente trabajo propone una evaluación del comportamiento del Mercado
Eléctrico de Córdoba dentro del contexto nacional, su diferenciación por mercados
regionales y una estrategia de crecimiento que permita abastecer la actividad fabril
vinculada con las autopartes y la actividad agrícola - industrial.
Recordamos que la actividad eléctrica en la República Argentina se rige por la Ley
24.065/1992 denominada “Marco Regulatorio Eléctrico en la República Argentina” y
la actividad eléctrica en la provincia de Córdoba, se rige por la ley 8837/2000
denominada “Incorporación del Capital Privado al sector público”- Título III “Marco
Regulatorio Eléctrico de la provincia de Córdoba”; por lo que se requerirá analizar
dentro de este contexto las ventajas competitivas de la Provincia para promover el
desarrollo eléctrico con tarifas justas y razonables y una calidad de servicio
aceptable.
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CAPÍTULO I
INFORMACIÓN DEL CONTEXTO, EL MERCADO DE REFERENCIA Y LOS CONSUMIDORES.
I.1) Análisis del contexto – Dimensión Espacial
I.1.1) El Mercado Eléctrico Mayorista
El mercado referido a la actividad eléctrica se denomina MERCADO ELECTRICO
MAYORISTA – MEM -. Su actividad fue definida por Ley 24065/92, llamada “Marco
Regulatorio del sector Eléctrico Argentino”.
Los actores reconocidos del MEM son: Generadores, Transportistas, Distribuidores y
Grandes Usuarios.
Gran Usuario Menor (GUME)
Generador
Transportista
Distribuidor
Consumidores
Gran Usuario Mayor (GUMA)
I.1.1.a) Generador: Actividad destinada a abastecer de energía al servicio público
que presta el Transportista/Distribuidor. Es una actividad de interés general.
I.1.1.b) Transportista: Es el encargado de transportar la energía desde el punto de
entrega de dicha energía por el Generador hasta el punto de recepción por el
Distribuidor o Gran Consumidor, según sea el caso.
I.1..1.c) Distribuidor: Es el responsable de abastecer, dentro de su zona de
concesión, a usuarios finales que no tengan la facultad de contratar su suministro en
forma independiente.
I.1.1.d) Gran Usuario: Se considera Gran Usuario a quien contrata en forma
independiente y para su consumo propio, su abastecimiento de energía con el
Generador y/o el Distribuidor. Existen dos tipos de Gran Usuario: Gran Usuario Mayor
– GUMA - y Gran Usuario Menor – GUME -. El primero debe superar una contratación
de 1.000 kW de Potencia y el segundo debe contratar entre 50 y 1000 kW.
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I.1.2) El Mercado Consumidor de EPEC
El Mercado Consumidor está formado por 790.000 clientes, divididos de acuerdo a la
estructura tarifaria de EPEC, en ocho categorías de consumidores, de acuerdo al uso
y finalidad, ellos son:
1. Residencial: Corresponde a consumidores de energía en baja tensión domiciliario,
Profesionales y carenciados, sin facturación de potencias ni energías por tramos
horarios.
2. General: Corresponde a consumidores de energía de baja tensión cuyo fin es la
actividad comercial y PYMEs, sin facturación de demandas ni energías por tramos
horarios.
3. Grandes Consumidores: En esta categoría están comprendidos los consumidores
de energía en baja, media y alta tensión con facturación de potencia y energías
con discriminación de bandas horarias. Dentro de este escalón están
comprendidos los Supermercados, Mediana Industria e Hipermercados.
4. Cooperativas Eléctricas: Entidades co-prestadoras del servicio eléctrico.
5. Gobierno Nacional, Provincial y Municipal: Dependencias de Gobierno y entidades
sin fines de lucro.
6. Alumbrado Público: Iluminación de artefactos para vía pública.
7. Servicio para riego y bombeo de agua: Exclusivo para riego
8. Rural: suministros fuera de zona urbana
De acuerdo a los registros correspondientes al Año 2006, esta es la composición de
la facturación en pesos por Venta de energía de EPEC por categoría tarifaria.
Del análisis efectuado, surge que de cada 100 pesos facturados, los consumidores de
PARTICIPACION PORCENTUAL
Alumbrado
5%
Gobierno
5%
Servicio de agua
1%
Residencial
33%
Cooperativas
15%
Grandes consum
21%
Comercial
20%
energía en baja tensión pertenecientes a las tarifas residencial y general representan
el 53 % de la facturación total de EPEC.
I.1.3) Contexto Provincial
En un entorno provincial, regido por la Ley 8837/2000, la Provincia define que:
5
-
La Distribución y Transporte de energía eléctrica, incluyendo su transformación,
constituyen servicio público, estando sujeto a regulación, en los términos del
marco regulatorio de la energía eléctrica provincial.
La Generación de energía eléctrica, se considera de interés general, su actividad
está desregulada y sujeta a la ley 24065/1992 – Ley marco regulatorio de la
energía eléctrica nacional.
Los actores que participan en la actividad eléctrica provincial son similares a los
actores definidos por la ley marco nacional.
Dentro de este análisis, la EPEC participa, junto a otros generadores, del negocio de
la Generación, porque posee un parque de generación hidro – térmico. En cambio, en
la Distribución de energía eléctrica, atiende un 75% del mercado eléctrico provincial
aproximadamente, siendo el 25% restante atendido por Cooperativas Eléctricas
concesionarias del servicio público de Distribución.
I.1.3) Contexto Nacional
En un entorno nacional, la EPEC participa en el MEM en dos negocios: Generación y
Transporte/Distribución.
Dentro del Sistema Argentino de Interconexión – SADI -, la Empresa tiene, por su
regionalización mediterránea, una vinculación directa con los centros de generación a
través de los sistemas de transporte norte/sur.
Por la geografía cordobesa transita la energía eléctrica que abastece al Noroeste
Argentino – NOA – y a la región de Cuyo.
I.1.4) Contexto Regional
Si analizamos el entorno regional, la República Argentina se interconecta con otros
países vecinos como Brasil, Uruguay y Paraguay, vislumbrándose en un futuro una
interconexión con Chile.
Debido a las reglas de formación de precios de la energía en el MEM y a la forma en
que fueron hechos los contratos, las exportaciones, tal como se realizan
actualmente, generan beneficios a las industrias de países vecinos, en perjuicio de
los consumidores argentinos.
Existen dos tipos de sobrecostos derivados de la exportación:
a) Si el precio de la energía en el MEM está definido por un costo de energía en barra
de Ezeiza por la última máquina en generar (costo marginal); entonces si el costo
se incrementa con todo incremento de carga, se producirá un incremento
porcentual con el crecimiento de la demanda de potencia por ser necesario
despachar máquinas más costosas.
b) Si por causas de exportación, el flujo de energía se invierte, de Buenos Aires a
Brasil, entonces el factor de nodo de las cargas situadas entre Buenos Aires y
Brasil crece, aumentando el costo de la energía a los usuarios del área
exportadora.
I.2) Análisis del contexto – Dimensión Temporal
I.2.1) Una década de crecimiento
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En la década del noventa se han invertido en el sector eléctrico 6.700 millones de
dólares, además del precio abonado por las empresas que se han privatizado en la
República Argentina, en ese lapso.
En el segmento de la Distribución eléctrica las inversiones fueron de 3.500 millones
de dólares en desarrollo y expansión de redes de distribución, que posibilitaron,
entre otros aspectos, una importante mejora en la calidad de servicio.
En el segmento de la Generación de energía eléctrica se invirtieron 2.300 millones de
dólares que incluye nuevos equipamientos y la repotenciación de los existentes, para
cubrir el incremento de la demanda que ha sido aproximadamente del 50%.
En el segmento del Transporte de energía eléctrica se invirtieron 900 millones de
dólares a efectos de facilitar la vinculación de las centrales de generación con los
centros de consumo.
Las inversiones realizadas, específicamente en el área de Distribución de energía,
han permitido la reducción del número y duración de los cortes de servicio,
soluciones al problema de baja tensión garantizando los niveles de tensión ajustados
a los contratos de concesión. Asimismo se aplicó una dura política de control del
consumo clandestino, normalizándose la situación de los sectores más carenciados.
Se incorporó tecnología de avanzada, SCADA, en la operación centralizada de redes
de media tensión, lo que disminuyó sensiblemente los tiempos de maniobra.
Asimismo, se trabajó intensamente en la reducción de pérdidas técnicas y no
técnicas en las redes, registrándose valores por debajo de los históricos.
Los Distribuidores, representantes provinciales de empresas públicas o privadas,
agrupados en la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República
Argentina – ADEERA -, tuvieron una activa participación en la Compañía
Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista Sociedad Anónima – CAMMESA -. Ello
permitió mejorar la confiabilidad del sistema, lograr niveles de calidad en el sistema
mayorista compatibles con lo que los Distribuidores deben garantizar a sus clientes
finales y mejorar la relación calidad – precio de la energía adquirida en el mercado
para distribuir a los clientes.
Como resultado del análisis efectuado cada empresa prestadora del servicio eléctrico
se vio beneficiada por el uso más eficiente de sus recursos, pero en definitiva quien
maximizó los beneficios fue la sociedad en su conjunto, por cuanto la relación precio
-calidad fue en aumento.
I.2.2) Período de Crisis
En los últimos diez años el consumo de energía eléctrica en la República Argentina
venía creciendo a una media anual del 5%. Pero a partir de mediados del año 2001,
el consumo de energía comenzó a decrecer, llegando a límites impensables en esta
actividad, con mermas del 7 al 10% en los primeros meses del 2002. Para un mayor
análisis observemos la Generación neta de energía eléctrica período Julio 1996 –
Enero 2002.
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Generación Neta de Energía
eléctrica
8000
7500
GWh
7000
6500
6000
5500
5000
4500
Ene-02
Jul-01
Ene-01
Jul-00
Ene-00
Jul-99
Ene-99
Jul-98
Ene-98
Jul-97
Ene-97
Jul-96
4000
Comprende la producción neta de las centrales de generación despachadas por
CAMMESA. También se incluye el saldo de los autogeneradores y cogeneradores del
MEM y la importación proveniente de Yacyretá. Además se consideró la generación
neta destinada a satisfacer los contratos de exportación a Uruguay y Brasil, iniciados
en Febrero y Marzo de 2000 respectivamente.
Evidentemente la dura crisis social y política en la República Argentina, ha marcado
en la actividad eléctrica un panorama de recesión.
Las empresas Distribuidoras provinciales, privadas o públicas, debieron rever su
estrategia de crecimiento, por cuanto no se vislumbraba una salida temprana de la
crisis.
La devaluación de la moneda había producido en los dos primeros meses de su
implementación, impactos negativos en las cuentas de resultados consolidadas de las
empresas prestadoras de servicio eléctrico.
Por otro lado, la profunda crisis social había profundizado el robo de energía
eléctrica.
Históricamente las pérdidas de energía eléctrica en el Sistema de EPEC representan
un 20% de la energía entregada a la red en baja tensión, incluyendo las pérdidas
técnicas en la red (líneas y transformadores) y las pérdidas no técnicas (robo,
errores en la medición y errores administrativos).
Las acciones predictivas y correctivas tendientes a reducir estas pérdidas no
alcanzan. Por un lado las Empresas Eléctricas no disponen de los recursos materiales
y tecnológicos para evitar el fraude. Por otro lado la realidad social indica que más de
la mitad de los habitantes de la República Argentina viven por debajo del nivel de
pobreza, realidad que ha deteriorado el nivel de ingresos en forma notoria.
Los sectores de bajos recursos no disponen de los ingresos mínimos para afrontar los
costos de la energía eléctrica.
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I.2.3) Limitaciones en el transporte
Otro inconveniente señalado es que el sistema de transporte tiene limitaciones
técnicas, en cuanto a su capacidad, que deben ser monitoreados permanentemente o
ser analizadas nuevas alternativas de inversión en generación y transporte en el
norte argentino. Se prevé en un mediano plazo, 5 años, suministrar 5.000 MW a
Brasil y 450 MW a Chile, por lo que los especialistas creen que las redes argentinas
deben ser repotenciadas o ejecutar vinculaciones que mejoren la confiabilidad del
sector eléctrico, en especial las regiones del Comahue y Cuyo.
La interconexión con Chile lograría eliminar la fuerte dependencia hidroeléctrica que
tiene ese país en su matriz energética.
El mercado brasileño requiere importar, además de la potencia proveniente de
Argentina, 5.000 MW de Paraguay por medio de la represa hidroeléctrica de Itaipú,
200 MW desde Venezuela, 150 MW de Bolivia y 70 MW de Uruguay.
I.2.4) Integración de mercados eléctricos
Los países integrantes de la región deberán integrar sus mercados eléctricos en un
marco de simetrías regulatorias y de mercado que permitan que los beneficios de la
economía de escala puedan ser disfrutados por todos sus integrantes.
Con la integración energética en Sudamérica se espera obtener los siguientes
beneficios:
-
Un aprovechamiento óptimo de reservas.
Disminuir el monto de las inversiones necesarias para sustentar el desarrollo
económico y social.
Optimizar el despacho hidrotérmico a partir de la complementariedad hidrológica
y de la combinación del uso del gas y el recurso hídrico.
Atemperar la volatilidad de los precios.
Aumentar la calidad y la continuidad del producto eléctrico partiendo de un
sistema interconectado fortalecido por los intercambios.
Las operaciones de exportación producirán beneficios para productores argentinos y
demandantes brasileños. No obstante, con la regulación vigente, la demanda local
deberá asumir un incremento de precios, realidad en el corto plazo, aunque si se
piensa en el mediano y largo plazo habría reducción de precios porque los
productores tendrían un fuerte incentivo para instalarse con costos competitivos.
I.3) Realidad actual de la industria eléctrica argentina.
Interpretación de las señales de corto y largo plazo en el mercado nacional y
su incidencia en el mercado Córdoba. Servicio de Energía Plus – Resolución
1281/2006 SE
I.3.1) El sector eléctrico en emergencia
Como consecuencia de la reducción de mantenimientos e inversiones impuestas por
la falta de recursos debido a las medidas económicas vigentes, durante el año 2003
el sector eléctrico entró en emergencia. La frecuencia y duración de las fallas
aumentaron y está creciendo el riesgo de “falla profunda”, o sea fallas que pueden
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afectar a gran cantidad de usuarios o durar mucho tiempo. A esto debe sumarse un
riesgo adicional, debido a la forma de programación estacional de CAMMESA, se
priorizan costos sobre seguridad.
Esta emergencia puede transformarse en crisis cuando la potencia firme instalada en
plantas de generación y en redes sea superada por la demanda, y provoque la
necesidad de efectuar cortes rotativos, como ha ocurrido a finales de década del
ochenta.
En el sector de la generación eléctrica hay graves problemas económicos: debido a la
sobreoferta y a la fuerte competencia en el mercado spot durante la década del
noventa, este sector trabajó con precios que no le permitieron recuperar el capital.
En consecuencia, ante la nueva realidad planteada a partir de la pesificación, es poco
probable que nuevos inversores decidan invertir en Argentina, lo que podría provocar
desabastecimiento de energía en un corto plazo.
I.3.2) La creación de ENARSA
Con fecha 3 de Junio de 2004 el Poder Ejecutivo elevó al Congreso Nacional el
proyecto de Ley Nº 19.550 proponiendo la creación de ENARSA, Energía Argentina
Sociedad Anónima, conformada con un 53% de acciones en poder del Gobierno
Nacional, 12% de las Provincias y el 35% restante cotizará en el mercado de valores.
La estrategia de la nueva empresa está orientada a recuperar para la nación una
empresa estatal de hidrocarburos, abarcando todas las etapas del negocio desde la
exploración, la explotación, el transporte y almacenaje de hidrocarburos sólidos
líquidos y gaseosos; o también podrá por sí o asociada a terceros, generar,
transportar y distribuir energía eléctrica; o avanzar en la construcción de la central
nuclear Atucha II, paralizada desde 1995; o explotar petróleo crudo en áreas mar
adentro (offshore).
Es decir la misión de la nueva empresa es actuar como firma testigo en el mercado,
para evitar la posibilidad de “abuso de posición dominante” de parte de las
compañías privadas y contra la conformación de oligopolios.
Quedará por conocer en un futuro si la creación de ENARSA forma parte de un
proyecto donde se contemplen políticas de estado, que a partir del desarrollo
nacional, tiendan a la integración con los países miembros del MERCOSUR.
I.3.3) Definamos la realidad actual
En los albores del Siglo XXI, la República Argentina enfrenta un desafío estratégico:
hacia donde direccionar sus esfuerzos para posicionarse en la coyuntura
internacional.
El Estado Argentino ha contraído una abultada deuda, superior a los 150.000
millones de pesos, motivo por el cual se le exige que defina un modelo económico
sustentable en el tiempo, capaz de cumplimentar con los compromisos financieros
contraídos. Esta acuciante realidad, agravada con la falta de seguridad jurídica,
sensibiliza a los potenciales inversores, produciéndose una importante merma en las
inversiones. Por otra parte se resienten los servicios públicos, en manos de
compañías internacionales, a los cuales se les modificó la relación contractual a
través de la pesificación de las tarifas.
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Ante esta realidad, el Gobierno Argentino intenta generar políticas de desarrollo a
favor del bienestar social, de resolver los problemas de desempleo e inseguridad, de
aplicar las leyes existentes tendientes a garantizar la habitabilidad del suelo
argentino.
Un capítulo aparte comprende el análisis de las políticas energéticas. Sería
conveniente que las distintas fuerzas políticas deban consensuar acuerdos de
políticas de estado, obligándose a respetarlas independientemente de las
alternancias en el poder.
Todos los países adelantados del mundo, planifican su futuro y el sector energético
es clave en esa estrategia. La formulación de esas políticas es un rol indelegable del
Estado, y no puede ser reemplazado por un privado.
Argentina lanzó el pasado 12 de Mayo de 2004 el “Plan Nacional de Energía”, en
donde se dieron a conocer importantes anuncios referidos a inversiones públicas y
privadas, para intentar en el corto y mediano plazo acotar los efectos negativos del
faltante de gas y electricidad en la economía. Se estima que para fines de 2008 se
estará normalizando el mercado del gas.
La estrategia gubernamental está orientada a recomponer, a través de ENARSA, el
nivel de reservas petrolíferas y gasíferas, la recomposición del nivel de producción de
ambos fluidos y el aumento de la capacidad de transporte y abastecimiento de gas.
I.3.4) ¿Qué señales económicas en energía eléctrica deben generarse para facilitar el
crecimiento económico de Argentina?
Los pronósticos mas auspiciosos proponen para el período 2005 – 2012 una tasa de
crecimiento sostenida del 7% anual, duplicar el producto económico, para lo cual se
requiere producir, transformar, transportar y distribuir, una inversión de
aproximadamente U$S 3.000 millones. Por ende, la inversión que se dejó de realizar,
compromete cronogramas de ejecución de varios años.
Por la alta sensibilidad social de los bienes y servicios energéticos, y por la condición
de servicio público, que rige a muchos segmentos de esta industria, la inversión
energética está obligada a asumir horizontes a largo plazo y se resiente más que
otras, cuando padece la falta de estrategias e indefinición de reglas de juego.
Por otra parte, la crisis del gas natural complica la oferta eléctrica, porque la
generación térmica más eficiente, depende de este recurso.
La energía eléctrica es una cuestión clave y estratégica, en cualquier proyecto de
reindustrialización del país, por lo que requiere una intervención del Estado como
regulador de todo el sistema.
I.3.5) Impacto de la pesificación en las tarifas del sector eléctrico
A partir de la sanción de Ley de Emergencia Económica, el Estado modificó
unilateralmente los Contratos de Concesión finalizando con más de 10 años de
estabilidad en las reglas de juego. Esta estabilidad garantizó la seguridad jurídica
indispensable para permitir la realización de los más de U$S 11.000 millones de
inversiones, fortaleciendo el sistema eléctrico, mejorando notablemente la calidad del
servicio brindado.
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Con las tarifas a las distribuidoras pesificadas y congeladas se produjo un profundo
desajuste entre los ingresos que éstas perciben y los costos que deben enfrentar
para continuar prestando el servicio de manera razonable.
Como consecuencia de lo anterior, las distribuidoras se han visto obligadas a
paralizar las inversiones, hecho que repercutirá negativamente sobre la calidad del
servicio que recibirán los clientes.
Con respecto al tema tarifario, debemos evaluar tres sectores de análisis:
A) Sector Grandes Consumidores: Durante el año 2004 se realizaron importantes
ajustes progresivos de la tarifas a sectores que crecieron considerablemente a partir
de la devaluación, o sea aquellas industrias siderúrgicas, metal-mecánicas,
moliendas de minerales y otras, cuyos productos se venden en el exterior en dólares,
y que se vieron beneficiados con tarifas muy bajas en el período 2002-2003.
B) Sector de Pequeños Consumos: El ajuste tarifario no se aplicó a los sectores
residenciales de bajos recursos, con consumos mínimos, pues se considera que la
actual crisis no solo es económica sino también social, interpretando el Estado que
los usuarios finales no pueden absorber todos los costos de la devaluación.
C) Sectores residenciales con consumos medios: En este segmento se aplicaron
pequeños incrementos tarifarios relacionados con cargos adicionales por la
construcción de grandes obras de inversión del sistema eléctrico.
Con respecto a la distribución, tomando en cuenta que más del 70% de sus costos
reflejan los precios internacionales en dólares (equipos y redes), debe reconocerse
que si no se trasladan estos costos, resulta imposible con las actuales tarifas
pesificadas mantener la inversión y mantenimiento. Esto hace imprescindible un
ajuste inmediato del Valor Agregado de Distribución (VAD).
En definitiva se propone implementar un mecanismo de recuperación de los costos
que no pueden ser reconocidos a causa de la crisis, distribuyendo estos costos en el
tiempo.
Este mecanismo permitiría la sustentabilidad del servicio eléctrico, o sea, la
disponibilidad de energía y la recuperación de la rentabilidad necesaria para
garantizar su prestación.
I.3.6) Servicio de Energía Plus – Resolución 1281/2006 SE
Con motivo del sostenido crecimiento de la demanda de energía eléctrica, derivado
de la recuperación económica producida desde el año 2003, hubo que redefinir la
estrategia de abastecimiento del mercado eléctrico argentino.
En consecuencia la Secretaría de Energía de la Nación dictaminó la Resolución 1281
en Setiembre de 2006, conocida como SERVICIO ENERGÍA PLUS, con los
siguientes objetivos:
Impulsar una nueva oferta energética privada
Alcanzar el cubrimiento de la demanda de energía eléctrica
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Definir que la energía comercializada en el mercado “Spot” por los agentes
dependientes del Estado Nacional, debe ser dirigida prioritariamente a
abastecer las demandas atendidas por los Distribuidores del MEM.
Definir las bases reglamentarias para una nueva oferta de Generación
denominada “SERVICIO ENERGÍA PLUS”, generación adicional no existente a
Setiembre 2006.
Esta Resolución modificó las bases de la Oferta Eléctrica, incorporando una nueva
teoría que implica que hasta Noviembre 2006, fecha de promulgación de la citada
Resolución, la oferta de generación disponible servirá para atender la demanda
solicitada por los Distribuidores.
En el caso de GUMAs, GUMEs y Grandes Demandas de Distribuidores con demanda
de potencia mayor o igual a 300 kW, denominados GUDI, deberán respaldar los
incrementos de demanda por sobre lo efectivamente demandado en el año 2005,
considerada como “DEMANDA BASE”.
Para el cálculo de la DEMANDA BASE se considera la potencia máxima del Gran
Usuario, para cada mes del año calendario, banda horaria y por tipo de día: Hábil,
Sábado y Domingo, efectivamente abastecida a cada Agente durante el año 2005,
denominado año base. Un nuevo Gran Usuario con inicio de su actividad posterior al
año 2005 se considera como DEMANDA BASE igual a cero.
Se reconoce como remuneración del SERVICIO ENERGÍA PLUS un precio monómico
avalado por el Organismo Encargado de Despacho, OED, en función de sus costos y
un margen de utilidad. No se considera este servicio en el despacho económico de
centrales vigente.
En el Anexo III de la Resolución 1281 se definieron las prioridades de abastecimiento
ante restricciones programadas, teniendo en cuenta la escasez de gas natural para
abastecimiento de las centrales térmicas o la baja hidraulicidad de las centrales
hidroeléctricas del Comahue.
Toda la generación que no respalde contratos del mercado a término será destinada
a abastecer la demanda del sistema según el siguiente orden de prioridad:
1. Demanda de los usuarios de los Distribuidores que no tienen capacidad para
contratar su abastecimiento.
2. Demanda de los usuarios de Distribuidores con potencias contratadas menores
a 300 kW.
3. Demanda de los usuarios de Distribuidores con potencias contratadas mayores
o iguales a 300 kW. (GUDIs)
Con respecto a los incrementos de potencia no respaldados con contratos de energía
plus, los Grandes Usuarios deberán abonar por estas diferencias:
A) Un precio adicional por potencia despachada, calculado en base al excedente
horario registrado por sobre la DEMANDA BASE valorizado al valor máximo obtenido
de comparar el mayor precio por disponibilidad de potencia contratado en el
SERVICIO ENERGÍA PLUS y $ 30/MW - hrp
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B) Un precio adicional por excedente de energía consumida, calculado como el
promedio del costo adicional de las unidades generadoras que resultó necesario
despachar para cubrir estos incrementos de demanda, según la siguiente expresión:
CEEh = K * ($CMOh - $PMh) + (1-K) * CMEEh
Donde:
$CMOh es el Costo Marginal de Operación ($CMO) de cada hora en que se produjo el
consumo en exceso.
$PMh es el precio del mercado de cada hora.
CMEEh es el promedio de Costo adicional de las unidades generadoras que resultó
necesario despachar para cubrir los incrementos de demanda, incluyendo la energía
producida por las máquinas con potencia comprometida en el servicio energía plus.
K es un factor igual a 0,15 en el período 01/11/07 al 31/01/2008
Por último ante un incumplimiento de un Gran Usuario en la reducción de demanda
de potencia solicitada por CAMMESA, por escasez de oferta, deberá abonar un
recargo calculado en base a la energía horaria que consumió en exceso valorizado a
2 veces el Costo de la Energía No Suministrada
(2 x $CENS = 3.000 $/MWh).
I.4) ANALISIS DE LOS HÁBITOS DE LOS CONSUMIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE BAJA
TENSION DE EPEC.
Los consumidores de energía eléctrica de baja tensión pueden pertenecer, de
acuerdo al cuadro tarifario de EPEC, a tres categorías tarifarias: Residencial, General
y Grandes Consumidores.
Las categorías Residencial y General, tienen un sistema de medición directo,
empleando un medidor electromecánico que solo registra el consumo de energía
eléctrica durante las 24 horas del día.
La tercer tarifa, Grandes Consumidores, posee un sistema de medición del tipo
indirecto, empleando además de un medidor electrónico, un transformador de
corriente apto para medir intensidades superiores. Estos medidores permiten
registrar el comportamiento del consumo de energía eléctrica en tres tramos
horarios, los mismos que están definidos en el mercado eléctrico, a saber:
-
Horario pico: 18 a 23 horas
Horario valle: 23 a 5 horas
Horario resto: 5 a 18 horas
Además registran la demanda de potencia en dos horarios, según el Mercado
Eléctrico Mayorista, que son:
-
Demanda en punta: 18 a 23 horas
Demanda fuera de punta: 23 a 18 horas
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Para sintetizar los hábitos de los consumidores de energía en el mercado de EPEC, en
base a un análisis estadístico de 20 años, período 1981-1999, obtenemos las
siguientes conclusiones:
Los consumidores de energía de baja tensión, categorías Residencial y General,
representan el 72% de la energía consumida en baja tensión.
Con respecto a la recaudación, la energía facturada a los consumidores de baja
tensión, categorías Residencial y General, representan el 53% de la energía total
facturada.
La energía vendida en el nivel de baja tensión representa el 50% del total de la
energía vendida en EPEC.
Los suministros de energía en baja tensión, categorías Residencial y General,
conforman un 98% del total de suministros de EPEC.
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CAPÍTULO II
FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO ARGENTINO
Analizaremos el funcionamiento del Mercado Eléctrico Argentino para que nos facilite
la interpretación de las transacciones económicas realizadas por EPEC Distribuidor en
el Mercado, a efectos de estudiar la composición de los items facturados.
II.1) Hacia una apertura de fronteras
Las reglas del Mercado Eléctrico Mayorista – MEM – de la República Argentina han
producido en las Empresas Provinciales de Distribución de energía un cambio en su
política de administración de la energía disponible para la venta a sus clientes.
En la década del 80, la mayor parte de la energía eléctrica disponible para los
clientes de EPEC provenía de su parque de generación. En cambio a partir del año
1992, con la promulgación de la Ley 24065 que regula la actividad eléctrica en la
República Argentina, se promovió la competitividad en los mercados de la producción
y demanda de electricidad, pasando EPEC a adquirir una cuota importante de energía
en el Mercado.
II.2) ¿Cómo funciona el Mercado Eléctrico Mayorista?
A los efectos del funcionamiento del Mercado, el Sistema Argentino de Interconexión
se considera dividido en Centros de Generación, Red de Transporte e Instalaciones
de Distribución.
II.2.1) Composición del Mercado Eléctrico Mayorista
El Mercado Eléctrico Mayorista se compone de:
a) Un Mercado a Término, con contratos por cantidades, precios y condiciones
libremente pactadas entre vendedores y compradores. En este contrato se
pueden pactar contratos de energía y/o potencia ya sea para abastecimiento
normal como para respaldo.
b) Un Mercado de Precios Horarios o 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.
II.2.2) ¿Cómo se administra el Mercado Eléctrico Mayorista?
La coordinación de la operación técnica y administrativa del MEM se realiza a través
de un Organismo Encargado de Despacho – OED – dependiente de CAMMESA.
Este Organismo es el encargado, conforme a sus principios de Regulación y
procedimientos establecidos por la Secretaría de Energía de la República Argentina,
de definir la Programación Estacional del MEM, basándose en el principio de
minimizar los costos totales de operación.
Para ello debe tenerse en cuenta que se consideran dos períodos estacionales:
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Período estacional de Invierno: entre el 1 de Mayo y el 31 de Octubre de cada
año.
Período estacional de Verano: entre el 1 de Noviembre y el 30 de Abril de cada
año.
Cada período estacional se divide a efectos de evaluar reprogramaciones en dos
subperíodos de tres meses cada uno:
Período estacional de Invierno: Primer Trimestre de Invierno (desde 1 de Mayo al 31
de Julio) y Segundo Trimestre de Invierno (desde 1 de Agosto al 31 de Octubre)
Período estacional de Verano: Primer Trimestre de Verano (desde 1 de Noviembre al
31 de Enero) y Segundo Trimestre de Verano (desde 1 de Febrero al 30 de Abril)
II.2.3) Precios Estacionales
Los precios estacionales se fijan periódicamente según una tarifa binómica calculada
en base a la operación prevista por el Organismo Encargado de Despacho, con un
precio de la energía que tiene en cuenta el costo marginal probable y un precio de
potencia por requerimientos de cubrimiento de demanda, nivel de reserva y otros
servicios relacionados con la calidad de la operación del MEM.
El precio de la energía se define para tres bandas horarias: pico, valle y horas
restantes.
II.2.4) Optimización de la Operación
El Organismo Encargado de Despacho debe utilizar modelos de optimización que
prioricen en el despacho estacional la minimización del costo total esperado de
operación.
Costo total esperado de operación: Costo de producción + Costo de falla
Ante desbalances instantáneos de corta duración entre la Oferta y la Demanda, el
OED debe realizar un estudio que contemple equilibrios entre reserva de potencia y
costo de energía no suministrada.
II.2.5) El Despacho estacional
Para el cálculo del despacho estacional, el OED debe considerar:
Oferta: Está integrada por máquinas pertenecientes a Generadores del MEM, de
acuerdo a la disponibilidad prevista, a las importaciones comprometidas y a los
Autogeneradores.
Demanda: Está integrada por el requerimiento de los Distribuidores, Grandes
Usuarios y Autogeneradores y las exportaciones comprometidas.
II.2.6) Precio estacional de la energía para los Distribuidores
Es el precio al cual compran la energía los Distribuidores en el Mercado Spot.
El Organismo Encargado de Despacho debe calcular el precio de la energía en cada
banda horaria para el trimestre en base a los precios calculados para distintas
17
probabilidades y al riesgo de falta de recursos que representa el fondo de
estabilización.
II.2.7) Precio estacional de la potencia para los Distribuidores
En la programación estacional, el OED debe calcular para cada período trimestral
reprogramado, el precio estacional de la potencia abasteciendo los requerimientos
de demanda del MEM para cubrir la demanda y mantener una buena calidad de
servicio. Ellos son:
Potencia Declarada: Es la demanda de potencia máxima mensual prevista para un
mes por el Distribuidor.
Reserva Rotante y Fría: La Reserva Rotante es la reserva operativa que se cubre
con máquinas de respuesta rápida que están generando por despacho (no
forzadas). La Reserva Fría se licita semanalmente y es cubierta con máquinas de
punta térmicas que pueden entrar en servicio y alcanzar régimen normal en 20
minutos como máximo.
Servicios Asociados a la potencia: Los requerimientos de arranque y parada de
máquinas generadoras de centrales a turbo-vapor y nuclear, así como los
requerimientos de despacho que fuerzan máquinas ya sea por necesidades de
potencia en el pico, por tiempos mínimos entre ciclos de arranque en el parque
térmico como en el parque hidráulico para incrementar la capacidad de
transporte, componen los Servicios Asociados a la potencia.
Sobrecostos por máquinas forzadas por Restricciones: Durante la operación real,
restricciones asociadas al transporte en un sistema de transporte de Distribución
Troncal, o Distribución, o un sistema que se emplee para control de tensión y
suministro de potencia reactiva, se puede forzar a los Generadores para que sean
despachados, generando a un despacho distinto del óptimo.
Sobrecosto Forzado por restriciones: Costo energía forzada – Costo de la energía
económica.
II.2.8) Sobreprecio estacional por Riesgo de falla
En los programas de optimización de la red, la falla se modela como escalones de
distinta profundidad, expresados como un porcentaje de la demanda que no se podrá
abastecer por falta de generación y su costo de falla asociado. El último escalón
corresponde al costo de Energía No Suministrada - ENS.
En base al riesgo de falla, el OED, de surgir Energía No Suministrada, determina el
Sobreprecio estacional por riesgo de falla.
II.2.9) Apartamiento por Precios Locales
Se define como Area desvinculada al conjunto de nodos afectados por la existencia
de una restricción activa del transporte entre dicho conjunto y el mercado. Esta
desvinculación puede ser total o parcial. En ambos casos el área afectada tendrá su
propio precio, denominado Precio Local – PL -.
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Cada vez que un área se desvincula del Mercado, se genera una diferencia que puede
ser negativa o positiva para los Distribuidores del área, denominada Sobrecosto por
Precio Local – SCPL -.
SCPLh = (PLh – PMh) x FNhx PDEMESTh
Siendo:
PMh : Precio de mercado en el horario h
PDEMESTh: Demanda de energía comprada a precio estacional por el Distribuidor en
el horario h.
II.3) Análisis de las transacciones económicas de un Distribuidor
A continuación analizaremos una transacción económica correspondiente al
Distribuidor del Mercado Eléctrico Mayorista E.P.E.C., considerando los lineamientos
definidos para la facturación de los cargos por energía y potencia del apartado
anterior.
La información corresponde al mes contable Marzo de 2002.
Facturación de energía
1) Demanda de energía estacional
-
Horas valle: 57.458,164 MWh
Horas resto: 139.023,388 MWh
Horas pico: 76.122,685 MWh
Total energía estacional: 272.604,237 MWh
2) Demanda de energía GUME
-
Horas valle: 630,757 MWh
Horas resto: 1.834,265 MWh
Horas pico: 774,151 MWh
Total energía GUME: 3.239,173 MWh
3) Demanda de energía contratada en el Mercado a Término
Energía contratada en el Mercado a Término: 148.800 MWh
Demanda de energía total adquirida en Mercado Estacional
-
Energía total del Mercado Spot Estacional....... 272.604,237 MWh
Energía total GUME....................................... - 3.239,173 MWh
Total de compras en Mercado Estacional........ 269.365,064 MWh (64,41%)
Total de compras en el Mercado a Término.... 148.800,000 MWh (35,59%)
Total de energía adquirida por EPEC.............. 418.165,064 MWh (100,00%)
Energía adquirida en el Mercado estacional desagregada por horarios
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-
Energía adquirida en horas de Valle............... 94.027,407 MWh (22,5%)
Energía adquirida en horas Restantes............ 217.789,123 MWh (52%)
Energía adquirida en horas de Valle...............106.348,534 MWh (25,5%)
Total de energía adquirida en Mdo Estac........418.165,064 MWh (100%)
Precios estacionales de la energía por tramos horarios en el Mercado Spot
El precio se calcula de la siguiente manera:
(Energía estac
h
x FN h) – Descuento Dif FN + Sobrecosto Precio local = Precio E
h
siendo:
Energía estac h: Energía adquirida en el Mercado Spot en el horario h.
FN h: Factor de Nodo en el horario h.
Descuento Dif FN: Descuento por Diferencia de Factor de Nodo
Sobrecosto Precio local: Sobrecosto por apartamiento por Precio local
Precio Eh: Precio final de la energía estacional en el horario h
Los precios serán:
-
Valle
Resto
Pico
(11,66x0,9923) – 0,23 + 0,05 = 11,39 $/MWh
(11,73x1,0042) – 0,23 + 0,05 = 11,60 $/MWh
(12,59x1,0291) – 0,23 + 0,05 = 12,78 $/MWh
Compras en el Mercado Estacional
(Dem Energía Spoth– Dem Energía GUMEh) x Precio Eh = Compra Energía Est
h
siendo:
Dem Energía Spot: Demanda de Energía en el Mercado Spot Estacional en horario h
Dem Energía GUME: Demanda de Energía de GUME en horario h
Compra Energía Est h : Compra de energía en el Mercado Spot Estacional en horario h
De acuerdo a lo registrado en cada tramo horario resulta igual a:
Valle (57.458,164 – 630,757) MWh x 11,39 $/MWh =
Resto (139.023,388 – 1.834,265) MWh x 11,60 $/MWh =
Pico
(76.122,685 – 774,151) MWh x 12,78 $/MWh =
$ 647.264
$ 1.591.394
$ 962.954
Total ------------------------------------------------------------ --$ 3.201.612
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Cargos por energía adicional
(Dem Energía Spoth– Dem Energía GUMEh) x Precio Energía adich = Compra Energía
adich
siendo:
Dem Energía Spot: Demanda de Energía en el Mercado Spot Estacional en horario h
Dem Energía GUME: Demanda de Energía de GUME en horario h
Compra Energía adic h : Compra de energía adicional en horario h
De acuerdo a lo registrado en cada tramo horario resulta igual a:
Valle (57.458,164 – 630,757) MWh x 0,06 $/MWh =
$ 3.409
Resto (139.023,388 – 1.834,265) MWh x 0,18 $/MWh = $ 24.694
Pico
(76.122,685 – 774,151) MWh x 0,32 $/MWh =
$24.111
Total facturado de energía adicional en el mercado Spot---$52.214
Total facturado de energía adicional
en el mercado a Término 148.800 MWh x 0,19 $/MWh-----$28.872
Total facturado de energía adicional -------------------------$81.086
Facturación de Potencia
Potencia media demandada = 457,03 MW
Potencia declarada = 930 MW
Potencia máxima = 908 MW
Requerimiento máximo = 930 MW
Factor de adaptación = 0,984
Cargos de potencia
-
Potencia despachada = Precio de potencia despachada x Potencia media
despachada = 3804,14 ($/MW – mes) x 457,03 (MW – mes) = $1.738.602
-
Reserva de Potencia = Precio de reserva de potencia x Potencia declarada =
923,98 ($/MW – mes) x 930 (MW – mes) = $ 859.301
-
Sobrecostos por restricciones = Precio de sobrecostos por restricciones x Potencia
declarada = 1,97 ($/MW – mes) x 930 (MW – mes) = $1.832
-
Servicios asociados a la Potencia = Precio de servicios aosciados a la potencia x
Potencia declarada = 489,35 ($/MW – mes) x 930 (MW – mes)
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Total de cargos por Potencia = Potencia despachada + Reserva de potencia +
Sobrecostos por restricciones + Servicios asociados a la potencia = 1.738.602
+859.301 + 1.832 + 455.096 = $ 3.054.831
Resumen de Transacciones económicas de EPEC Distribuidor de MARZO 2002
Concepto: Energía
-
Adquirida en el Mercado Spot Estacional -------------------------$ 3.201.612
(37,70%)
-
Adquirida en el Mercado a Término -------------------------------$ 5.208.000
(61,35%)
-
Cargo por energía adicional ----------------------------------------$
(0,95%)
81.086
TOTAL DE ENERGIA ADQUIRIDA --------------------------------------$ 8.490.698
(100%)
Concepto: Potencia
-
Potencia despachada ------------------------------------------------ $1.738.062
(56,90%)
-
Reserva de potencia ------------------------------------------------- $ 859.301
(28,13%)
-
Sobrecosto por restriciones ----------------------------------------- $
(0,07%)
-
Servicios asociados a la potencia ---------------------------------- $ 455.096
(14,90%)
1.832
TOTAL DE POTENCIA ADQUIRIDA -------------------------------------$ 3.054.831
(100%)
Transacción económica
TOTAL DE ENERGIA ADQUIRIDA --------------------------------------$ 8.490.698
(73,50%)
TOTAL DE POTENCIA ADQUIRIDA ------------------------------------$ 3.054.831
(26,50%)
TOTALTRANSACCION ---------------------------------------------------$11.545.529
(100%)
22
BIBLIOGRAFIA
A- LIBROS
BERENSON, Mark y LEVINE, David: “Estadística Básica en Administración, Conceptos
y Aplicaciones”, Sexta Edición, 1996, págs 713-779 y 857-913.
LAMBIN, Jean: “Marketing Estratégico”, Tercera Edición, Chile, Ed. Mc Graw Hill,
1995, págs 99-105 y 285-600.
BASTOS, Carlos y ABDALA Manuel: “Transformación del sector eléctrico argentino”,
Primera Edición, Chile, Ed. Antártica S.A., 1993, págs 01-78.
B- Revistas y material publicado
CAMMESA: “Procedimientos para la Programación de la Operación, el despacho de
cargas y el cálculo de precios”, Bs As, 2000, Tomo I, versión XV, págs 1-320.
EPEC – DIVISIÓN COSTOS ECONÓMICOS Y TARIFAS – AREA PROGRAMACIÓN:
“Cuadros tarifarios EPEC 1999,2000 y 2001”.
EPEC – DIVISIÓN PRESUPUESTO Y ESTADÍSTICAS – AREA FINANZAS Y
CONTABILIDAD: “Informe Estadístico EPEC 1980-1999”, Córdoba, 2000, págs 1-24.
EPEC – DIVISIÓN TRANSACCIONES ECONÓMICAS – AREA PROGRAMACIÓN:
“Transacciones Económicas EPEC 1999-2000”, Córdoba, 2000-2001.
EPEC – SUBGERENCIA TÉCNICA: “Guía de referencia EPEC 2000-2004”, Córdoba,
1999, págs 1-281.
RODRIGUEZ PARDINA, Miguel: “Manual de Tarifas”, 1999, págs 01-09.
C- WEB
CAMMESA: “Energía Comercializada en el MEM Julio 1995 – Abril 2000”, 2000,
http://www.cammesa.com.ar, 14/08/02
INDEC: “Indicadores demográficos de Argentina Año 1999”, 2000,
http://www.indec.mecon.ar, 29/09/02
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GLOSARIO
CAMMESA: Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico de la República
Argentina.
EPEC: Empresa Provincial de Energía de Córdoba
GUMA: Gran Usuario Mayor del mercado eléctrico
GUME: Gran Usuario Menor del mercado eléctrico
GWh: Unidad empleada para medir energía eléctrica. Equivale a 1.000 MWh ó 1.000.000
kWh
INDEC: Instituto nacional de Estadísticas y Censos.
MEM: Mercado Eléctrico Mayorista
MW: Unidad empleada para medir potencia eléctrica. Equivale a 1.000 kW.
PAFTT: Prestador Adicional de la Función Técnica de Transporte. Función prestada por el
Distribuidor a los GUME y GUMA.
SADI: Sistema Argentino de Interconexión
VAN: Valor actual neto. El VAN del proyecto es el valor actual del excedente que la
Empresa obtiene sobre y por encima del que lograría mediante la inversión marginal.
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