Crisis, Instituciones y Organizaciones de la Regulación

1. Crisis, Instituciones y Organizaciones de la Regulación VIII Reunión Anual de la Asociación Iberoamericanade Entidades Reguladores de la Energía (ARIAE) Ing. Julio César Molina Ente Nacional Regulador de la Electricidad ENRE Argentina Río de Janeiro, Brasil 23 al 26 de Mayo de 2004

2. Crisis, Instituciones y Organizaciones de la Regulación AGENDA • 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.

3. Crisis, Instituciones y Organizaciones de la 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).

4. Crisis, Instituciones y Organizaciones de la 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.

5. Crisis, Instituciones y Organizaciones de la 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.

6. Crisis, Instituciones y Organizaciones de la 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.

7. Crisis, Instituciones y Organizaciones de la 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)

8. Crisis, Instituciones y Organizaciones de la 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.

9. Crisis, Instituciones y Organizaciones de la 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)

10. Impacto de la Emergencia Económicaen el sector eléctrico argentino Río de Janeiro, Brasil 23 al 26 de Mayo de 2004 VIII Reunión Anual de la Asociación Iberoamericanade Entidades Reguladores de la Energía (ARIAE) por Ing. Julio Molina y Lic. Javier Cardozo Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), Argentina Jmolina@enre.gov.ar, jcardozo@enre.gov.ar

11. 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

12. 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

13. 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

14. 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

15. 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

16. Evolución de precios en el MEM (en $ constantes de 2001)

17. Generación: Incremento Potencia

18. 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

19. Evolución Precios MEM y Fondo de Estabilización, 1999-2003 Evolución Precio Monómico Spot y Estacional y Fondo de Estabilización MEM 1999-2003

20. 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

21. 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

22. 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

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

24. 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

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

26. 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

27. Evolución de la Demanda – Tasa de Crecimiento

28. Inyección total de gas en el Sistema de Transporte (Fuente: Ing. Raúl Bertero) 130 120 110 2004 100 MMM3/día 90 2003 2002 80 2001 70 2000 1999 60 50 40 0-Jan 19-Feb 9-Apr 29-May 18-Jul 6-Sep 26-Oct 15-Dec 3-Feb

29. 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

30. 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

31. 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

32. 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

33. 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

34. 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

35. Restricciones de generación MW . 25000 Restricciones de transporte Restricciones de distribución 20000 15000 (2) Potencial crisis de desabastecimiento (1) 10000 (1) 1000 MW - 2da. etapa exportación a Brasil Tiempo mínimo de gestión de una central (2) 1200 MW - 3ra. etapa exportación a Brasil 5000 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Potencia firme Potencia instalada x Demanda real 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 Emergencia Económica: posibleevolución Oferta y Demanda eléctrica

36. 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

37. 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

38. Acciones y temas prioritarios • 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)

39. Acciones y temas prioritarios • 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...)

40. Acciones y temas prioritarios • 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

41. 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