crisis, instituciones y organizaciones de la regulación

Crisis, Instituciones y Organizaciones de la

Regulación

VIII Reunión Anual de la Asociación Iberoamericana

de Entidades Reguladores de la Energía (ARIAE)

Ing. Julio César Molina Ente Nacional Regulador de la Electricidad

ENREArgentina

Río de Janeiro, Brasil23 al 26 de Mayo de 2004


RegulaciónAGENDA

• Emergencia Crónica Nacional.

• Emergencia Crónica del Sector Eléctrico. Pre-Transformación.

• La Transformación del sector eléctrico.

• Crisis Actual.

• Crisis actual del sector eléctrico.

• El paso adelante.


Regulación

• EMERGENCIA CRÓNICA NACIONAL

Cuándo comenzó la crisis que estalló a fines de 2001?

* El problema es de larga data.

* Tradición cultural caracterizada por una tendencia a la anomia (mas que carencia de normas, tendencia a la degradación de la norma).


Regulación

• EMERGENCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO

Signado también por un estado de emergencia crónica.

Etapa de prestación estatal (1943 – 1992).

* Significativa carga política en su tratamiento jurídico y económico.

* Restricciones al consumo.

* Inadecuaciones tarifarias.


Regulación

• LA TRANSFORMACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO

* Nuevo ordenamiento Institucional y organizacional del sector eléctrico. (Ley 24065; ENRE).

* Resultados de la Transformación (Tarifas, Calidad, Cobertura).

* Necesidad de ajustes (reformas de 2da. Generación)

No se desarrolló una doctrina y una cultura de la regulación.

Cambios institucionales (normativos) iinadecuadamente planteados.

Dirigencia política reaccionó de modo simplista y corto-placista.

Redujo la credibilidad en el modelo de la transformación.

Produjo un deterioro institucional y organizacional significativo.


Regulación

• CRISIS ACTUAL

* Emergencia crónica.

* Características actuales diferentes.

* Perturbaciones excesivamente grandes.

* Sistemas muy estresados.

* CRISIS

El sistema puede ser destruido, salvo que evolucione, mute, innove.


Regulación

• CRISIS ACTUAL DEL SECTOR ELÉCTRICO

* Deterioro Tarifario

> Desequilibrio de las prestaciones.

> Marcada inequidad.

* El problema principal y básico

> Precariedad Institucional y Organizacional.

> Inflación normativa. (ley 25561; Dec. 293/02; Dec. 370/02;Res. 20/02; Res. 38/02; Res. 53/02; Dec. 1090/02; Res. 308/02;Dec. 1834/02; Dec; 1839/02; Res. 487/02; Res. 576/02; Dec. 2437/02; Dec. 120/03; Dec. 311/03; Res. Com. 188/03 y 44/03; ley 25790)


Regulación

EL PASO ADELANTE

¨ VOLVER A LAS FUENTES ¨

Reparar las Instituciones y Organizaciones

Como base de la innovación necesaria, para la

superación sustentable de la crisis.


Regulación

• La ley 24065 cuenta con los principios esenciales para el trazado de un proyecto eléctrico sustentable.

• Regenerar las condiciones de competencia.

• Proteger el campo de la regulación de las interferencias políticas.

• Promover em el ámbito judicial un más acabado conocimiento de la regulación.

• El desarrollo de mercados complejos demanda siempre mejores y mas fuertes gobiernos (mas Mercado – mas Estado)

Impacto de la Emergencia Económicaen el sector eléctrico argentino

VIII Reunión Anual de la Asociación Iberoamericanade Entidades Reguladores de la Energía (ARIAE)

Río de Janeiro, Brasil23 al 26 de Mayo de 2004

por Ing. Julio Molina y Lic. Javier Cardozo Ente Nacional Regulador

de la Electricidad (ENRE), [email protected], [email protected]

Emergencia Económica: antecedentes y marco legal

• Crisis institucional diciembre 2001

• Ley N°25.561 (de Emergencia Pública y de Reforma del Régimen Cambiario) y Decreto N° 214/02; fin régimen de “convertibilidad”, devaluación del peso; “pesificación” contratos; “congelamiento” tarifas; suspensión de ajustes en función del dólar o índices de precios de otros países previstos en Contratos Concesión; renegociación de Contratos

Emergencia Económica: instrumentos de la renegociación

• Decreto N°293/02; creación Comisión de Renegociación de Contratos; plazo 120 días para elevar acuerdos de renegociación o recomendaciones de rescisión; plazo prorrogado

• Decreto N°311/03; creación Unidad de Renegociación (es la anterior Comisión pero ahora bajo supervisión Ministerios de Planificación y Economía); prorrogó plazo hasta diciembre 2004

Emergencia Económica: impacto general

• Oferta: incertidumbre y señales negativas para inversión que afectan mediano y largo plazo

• Alteración mecanismos regulatorios y contractuales que gobiernan transacciones MEM

• Demanda: incremento consumo por sustitución importaciones por reactivación y exportaciones agro; tarifas congeladas; conductas especulativas

• Racionamiento energía por falta de gas

• Suspensión revisiones tarifarias entes reguladores

• “Judicialización” de la regulación

Emergencia Económica: impacto en Oferta

• 2002-2003, alza costos (inflación 90%), devaluación (190%) y “congelamiento” de precios y tarifas afectaron flujo de fondos necesario para operar, mantener e invertir sujeto a metas de calidad

• Existen problemas de falta de rentabilidad, “default”, y de acceso al financiamiento en los 3 segmentos del sector eléctrico

• Posición deudora Fondo Estabilización MEM

Emergencia Económica: impacto en Generación

• Inversiones 1993-2001 us$ 4.000 M; aumento 80% potencia instalada

• Tecnología y competencia redujeron 60% precio energía y potencia durante 1992-2001

• Regulación hizo posible que parte de ganancias eficiencia fueran transferidas a usuarios

• 2002-2003 nueva transferencia recursos, esta vez por diferencia con ajuste por inflación o aplicando el marco regulatorio y Contratos de Concesión

• 2002-2003 paralización proyectos

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TERMICA HIDRAULICA NUCLEAR

Generación: Incremento Potencia

Emergencia Económica: impacto en Generación

• Precio (CMg corto plazo) libre que varía por hora

• Dada volatilidad, se previó precio estacional, que es el promedio proyectado a 6 meses

• Distribuidores pagan precio estacional pero generadores cobran precio real de cada hora

• SE siempre fijó precio estacional en exceso y Fondo de Estabilización fue creciendo; pero al quedar congelado (excepto ajustes menores) el Fondo se agotó y luego pasó a ser deficitario; además hay deudas con los generadores

Evolución Precios MEM y Fondo de Estabilización, 1999-2003

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ESTACIONAL SPOT SALDO FONDO A DIC

Evolución Precio Monómico Spot y Estacional y Fondo de Estabilización MEM 1999-2003

Emergencia Económica: impacto en Transporte

• Inversiones 1994-2001 us$ 215 M

• 2002 inversiones cayeron 70% respecto 2001, reflejando caída demanda e ingresos “congelados”

• 2002-2003 nueva transferencia recursos, esta vez por diferencia entre VAD percibido y ajuste por inflación o aplicando el marco regulatorio y Contratos de Concesión

• 2003 recuperación parcial inversión; valor medio 2002-2003 es 45% promedio 1994-2001

Emergencia Económica: Impacto en Ampliaciones de Transporte

• Obras ampliación 1994-2001 us$ 811 M (a cargo de Generadores, Distribuidores y Grandes Usuarios)

• Obras ampliación 2002-2003 us$ 30 M

• Valor medio 2002-2003 es 15% promedio 1994-2001

• Incertidumbre respecto de futuras reglas

Emergencia Económica: Impacto en Distribución

• Tarifa media (por kWh) 2001, 30% inferior a 1991

• Tarifa media (por kWh) período 1992-2001 fue un 37% más baja que la del período 1980-1991

• Ahorros para usuarios y actividades productivas AMBA estimados en más de us$ 3.400 millones

• Por devaluación y congelamiento, tarifa media por kWh 2002/2003 40% más barata que 2001

Tarifa Media de distribución en AMBA (por kWh y en $ constantes de 2001)

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TMGkWh Total SEGBA TMGkWh Total EEE

TMGkWh EEE "usuarios cautivos" Peaje "usuarios no cautivos"

TMGkWh de EEE "usuarios no cautivos"

Emergencia Económica: impacto en Distribución

• Inversiones 1992-2001 us$ 2.350 M

• 2002 inversiones cayeron 70% respecto 2001, reflejando caída demanda e ingresos “congelados”

• 2002-2003 nueva transferencia de recursos hacia resto sectores, esta vez por diferencia entre VAD percibido y el ajuste por inflación o aplicando el marco regulatorio y Contratos de Concesión

• 2003 recuperación parcial inversión; valor medio 2002-2003 es menos 45% promedio 1992-2001

Inversiones en Distribución (por usuario y en $ constantes de 2001)

Inversiones en Distribución (por usuario y en $ constantes de 2001)

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Edenor Edesur Edelap

Emergencia Económica: impacto en Demanda

• Fuerte recuperación en 2003 (8%) y 2004 (10%) después de caída absoluta en 2002

• Sustitución de importaciones; exportaciones agro

• Grandes Usuarios migraron para ser “usuarios cautivos” y pagar tarifa congelada

• “Stocks” de producción/energía para anticipar ajuste tarifario y racionamiento

• Racionamiento de energía (a demanda interna y externa) e importación de energía

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Demanda Neta Variac ión Anual

Evolución de la Demanda – Tasa de Crecimiento

Inyección total de gas en el Sistema de Transporte (Fuente: Ing. Raúl Bertero)

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2004

Emergencia Económica:Crisis energética por falta de gas

• Pese a disponibilidad parque generador para producir y de líneas de transporte para trasmitir, existe un problema de falta de gas

• Restricciones a disponibilidad de gas a usina eléctrica por falta de producto habiendo transporte remanente

• Alto crecimiento demanda (10%)

• Baja disponibilidad de agua en centrales hidro Salto Grande y Yacyretá

Emergencia Económica:Programa de Uso Racional de la Energía

• Resolución SE N° 415/2004

• Objetivo: liberar energía para industria

• Ahorro del 5% para usuarios residenciales y generales (excluidos T2 y T3 que recibieron último aumento en el precio estacional)

• Premios por cumplir con la pauta de ahorro y Cargos excedentes por no cumplir, respecto de consumo mismo bimestre año anterior

Emergencia Económica:Premios del PURE

• Premio consiste en descuentos en facturas

• ¿Quiénes pagan premio? Los usuarios T2 y T3 con un cargo específico (ver reglamentación)

• Premio se calcula sobre los kWh de ahorro

Emergencia Económica:Cargos Excedentes del PURE

• Cargo excedente se paga en las facturas

• ¿Quiénes pagan cargos excedentes? Sólo T1 R2 600 kWh> por bimestre y todos los usuarios generales, que no ahorren el 5%

• Cargos excedentes al Fondo de Estabilización

• Cargo se calcula sobre los kWh de exceso

• Usuarios residenciales <600 kWh que no ahorren, sin premios ni cargos

Emergencia Económica:costos crisis energética

• Costos de importación de energía eléctrica de Brasil, compra de fuel-oil a Venezuela y de gas a Bolivia se suma a déficit Fondo Estabilización

• Costos por pérdida de actividad económica

Emergencia Económica: diagnóstico y perspectivas del MEM

• No se visualiza riesgo de abastecimiento por déficit de infraestructura en el mediano plazo. Sistema soporta crecimiento demanda 15/18%, si se mantiene disponibilidad del equipamiento

• Comportamientos resultantes de la necesidad de mantenimientos mayores o problemas por falta de mantenimiento son difíciles de predecir

• En el mediano plazo la dificultad de acceso al mercado de capitales puede mantener la falta de inversión existente en el MEM. Necesidad de trabajar en soluciones alternativas si se mantiene escenario actual

Emergencia Económica: posibleevolución Oferta y Demanda eléctrica

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Potencia instalada

Tiempo mínimo de gestión

de una central

Potencial crisis de

desabastecimiento

Restricciones de generación

(1)

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Demanda proyectada (+3 %)

Un incremento (o reducción) un 1% en el crecimiento de la demanda se refleja en 1 año de adelanto (o retraso) del momento de desabastecimiento. Crecimiento 4%: crisis 2005, 3%: 2006,

2%: 2007

Demanda real

1000 MW - 2da. etapa exportación a Brasil

1200 MW - 3ra. etapa exportación a Brasil

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Restricciones de transporte

Restricciones de distribución

Potencia firme

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Emergencia Económica: impacto en instituciones y marcos regulatorios

• Entes reguladores sin atribuciones tarifarias

• A más de 2 años Unidad de Renegociación aún no cumplió su cometido

• Revisiones tarifarias establecidas en leyes y contratos habrían permitido incorporar los cambios macroeconómicos de comienzos de 2002

• “Judicialización” de la regulación: demandas en el CIADI; negativa empresas a pagar sanciones y penalidades

Acciones y temas prioritarios

• Proseguir con revisión tarifaria interrumpida

• Depurar Contratos Concesión impactos 2002

• Determinar función producción empresas para estimar incidencia cambios macro en costos

• Determinar nueva base de capital, para poder calcular tasa de beneficio justa y razonable

• Incorporar la cuestión de la “tarifa social”

• Adecuar relación tarifa-calidad-sanciones

• Reordenar períodos tarifarios y de gestión para incorporar efecto vigencia Emergencia


• Alternativa posible a revisión es estimar cuánto habría que ajustar costos de FP entre la situación pre-congelamiento y hoy para después aumentar la tarifa y obtener los ingresos necesarios

• Problema: ejercicio “a la Laspeyres” (variación P y Q fijo) no capta impacto devaluación en sustitución de importados por nacional e intensidad uso K y L; por actuales problemas institucionales no se puede acceder a la información de variación en Q entre año base y hoy (Paasche, variación Q y P fijo)


• FP establece relación entre cantidades de insumos utilizados, sus precios -y las sustituciones por la variación de éstos últimos- y la máxima cantidad de producto que pueda ser obtenida en un período

• Se reagrupan los distintos componentes por origen (nacional o importado) y por su contribución funcional al objeto del contrato (explotación, administrativos, comerciales, etc...)


• Recomposición relación tarifa-costo a través metodología de FP permite determinar requerimientos para objetivo sostenibilidad del servicio en las condiciones de calidad alcanzadas (recomponiendo insumos e inversiones)

• Simultáneamente, instrumentación del proceso de renegociación de contratos y revisión tarifaria según marco regulatorio

Conclusiones

• Liberar al sector energético de Ley Emergencia Económica

• Recuperar visión integral; gas y electricidad son sistemas cada vez más integrados

• Restituir atribuciones al ENRE para proseguir revisiones tarifarias establecidas en marco regulatorio y contratos de concesión

crisis, instituciones y organizaciones de la regulación

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