Generación de energía eléctrica: Importantes novedades en materia de combustibles
El 7 de noviembre de 2018 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución N° 70/2018 (en lo sucesivo, la “Resolución”), dictada por la Secretaría de Gobierno de Energía del Ministerio de Hacienda de la Nación, con importantes implicancias sobre la provisión de combustibles destinados a la generación de energía eléctrica, por cuanto esta Resolución deroga parcialmente la Resolución 95/2013 dictada por la ex Secretaría de Energía (“SE”), y habilita la gestión del combustible por parte de los generadores.
A partir de la Resolución SE 95/2013, CAMMESA fue establecida como el proveedor único de combustible necesario para la generación de energía eléctrica a partir de fuentes térmicas.
Por lo tanto, con el dictado de esta Resolución -con efectos derogatorios sobre aquélla, en lo que a la provisión de combustibles de manera centralizada por CAMMESA se refiere- los generadores, cogeneradores y auto generadores del mercado eléctrico mayorista (“MEM”) pueden procurarse -por sus propios medios, de manera directa o indirecta, en este caso mediante la celebración de contratos a término con terceros proveedores- el combustible necesario para su operación.
De esta manera, con la promulgación de esta Resolución, la Secretaría de Gobierno de Energía ha decidido liberalizar el mercado de abastecimiento de combustibles destinados a la generación de energía eléctrica, procurando satisfacer los criterios de razonabilidad y eficiencia que deben regir la definición del MEM, retornando a los criterios y bases sentados en la Ley 24.065.
Así, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) ya no es la única proveedora de combustibles destinados a la generación, autogeneración y/o cogeneración de energía eléctrica.
A continuación, se exponen ciertas cuestiones de relevancia e interés relacionadas con la Resolución:
1) Derogación parcial de la Resolución SE 95/2013
La Resolución tiene por objeto derogar -por vía de la sustitución- el artículo 8 de la Resolución SE 95/2013. Dicho artículo centralizaba en CAMMESA la gestión comercial y el despacho de combustibles destinados a la generación de energía eléctrica.
Ahora, como consecuencia de la Resolución, los Agentes Generadores, Cogenerados y Auto generadores del MEM se encuentran facultados a procurarse por sí mismos el abastecimiento del combustible propio destinado a sus respectivas actividades. Y se prevé que los nuevos costos de generación en los que incurran los agentes mencionados, como consecuencia de la gestión de su propio combustible, serán valorizados de acuerdo con el mecanismo de reconocimiento de los costos variables de producción de CAMMESA.
No obstante las dos alternativas previstas -provisión del combustible por CAMMESA o por los medios elegidos por los agentes generadores, cogeneradores y auto generadores- la Resolución aclara que CAMMESA continuará con la gestión comercial y el despacho de combustibles para aquellos agentes que no hagan (o no puedan hacer uso) de la facultad prevista en la Resolución.
Se aclara también que el ejercicio de esta facultad no alterará los compromisos ya asumidos por los Agentes Generadores en el marco de los respectivos contratos de abastecimiento celebrados con CAMMESA.
Finalmente se espera que, en el corto plazo, la Secretaría de Gobierno de Energía o sus órganos inferiores dicte normas complementarias y/o aclaratorias, que precisen aspectos técnicos del ejercicio de la facultad reconocida a los Agentes Generadores de adquirir su propio combustible para la generación de energía eléctrica.
2) Nuevas oportunidades
Como es de público conocimiento, la evolución tecnológica de los últimos años ha permitido que los recursos hidrocarburíferos no convencionales que se encuentran disponibles en yacimientos como Vaca Muerta hayan generado un gran interés por parte de las empresas productoras de hidrocarburos.
Si bien es notorio el desarrollo que ha tenido este sector en los últimos años en Argentina, es importante tener en cuenta que el potencial de Vaca Muerta aún no ha sido alcanzado y se proyecta que en los próximos años la producción actual de shale gas de Vaca Muerta se incremente en forma exponencial.
Este aumento en la productividad de los proyectos gasíferos de Vaca Muerta provocará un aumento lineal en la oferta de gas natural en el mercado interno argentino. A su vez, se espera que este aumento en la oferta de gas natural haga surgir interesantes condiciones de competitividad para tal mercado.
La posibilidad de negociar libremente la provisión del combustible destinado a la generación de energía eléctrica sin intervención de CAMMESA habilitada por la Resolución ante un escenario de aumento de producción de gas natural y condiciones crecientes de competitividad permitirá que los Agentes Generadores del MEM tornen su actividad más eficiente.
Desde TRSyM, estamos siguiendo este proceso con mucha atención y estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados.
Nueva licitación: Proyectos para cierres de ciclo y co-generación
En el Boletín Oficial del día 11 de mayo de 2017 se ha publicado la Resolución Nº 287/17 (la “Resolución”) de la Secretaría de Energía Eléctrica de la Nación (“SEE”) que ha convocado a la primera licitación (“Etapa 1”) resultante de la convocatoria a manifestaciones de interés realizada por la Resolución SEE Nº 420/16 y aprueba el Pliego de Bases y Condiciones (“PBC”) que la regirá.
El PBC incluye un modelo de contrato de demanda mayorista (el “Contrato”) a ser suscripto entre los oferentes que resultaren adjudicados en la Etapa 1 y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA” o la “Compradora”) en representación de los Agentes Demandantes del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”).
Proyectos incluidos en la Etapa 1:
- Proyectos de Cierre de Ciclo respecto de instalaciones de generación que: (i) ya funcionan a ciclo abierto o próximas a ser habilitadas, (ii) de bajo consumo especifico, (iii) con posibilidades de mejorar su eficiencia a niveles competitivos con el cierre del ciclo, (iv) que el cierre no incremente las necesidades del transporte eléctrico más allá de las capacidades existentes o de ampliaciones a su costo, (v) que disponga, dado el mayor uso resultante debido al incremento de la eficiencia de la central en ciclo combinado, de la infraestructura necesaria y suficiente en su sistema de combustibles para garantizar el funcionamiento permanente del ciclo combinado y (vi) que tenga un tiempo máximo de instalación de treinta (30) meses.
- Proyectos de Co-generación: (i) eficiente, (ii) que no incremente las necesidades del transporte eléctrico, (iii) que disponga de un abastecimiento propio de combustible principal y alternativo permanente y garantizado y (iv) que tenga un tiempo máximo de instalación de treinta (30) meses.
El Título II, Capítulo I del PBC detalla las características que deben observar los proyectos.
Se difiere para una etapa posterior a la Etapa 1, las licitaciones a ser convocadas para proyectos de ciclos combinados nuevos y proyectos de transporte/abastecimiento de combustible, anticipándose que los proyectos de ciclos combinados nuevos deberán contar con combustible propio.
Principales aspectos del PBC:
- Garantía de Mantenimiento de la Oferta: El PBC prevé, entre los requisitos formales que deberán cumplir los oferentes, la constitución de una Garantía de Mantenimiento de Oferta de UDS 5.000 por la potencia neta ofertada en MW.
- Plazo del Contrato: quince (15) años.
- Remuneración: El Vendedor tendrá derecho a percibir una remuneración por un concepto fijo por la potencia disponible y otro variable de energía suministrada, en dólares estadounidenses (USD) y que serán abonado en pesos argentinos (AR$) al “Tipo de Cambio de Referencia Comunicación "A" 3500 (Mayorista)” del Banco Central de la República Argentina.
- Combustible: En caso de que se ofertara combustible alternativo, la Compradora pagará mensualmente una determinada suma por ese combustible, en base al cálculo de volumen consumido que surja de “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios” y los precios de referencia indicados en el Título II, Capítulo 9.
- Penalidades: Al igual que en la Resolución SEE Nº 21/16, se prevén penalidades diarias por cada día de retraso en la obtención de la Habilitación Comercial total de las Máquinas Comprometidas hasta un plazo máximo de sesenta (60) días desde la fecha comprometida. Si la Habilitación Comercial no se verificara dentro de los ciento ochenta (180) días de la fecha comprometida, el Contrato quedará resuelto de pleno derecho.
- PDI: El Título II Capítulo 7 del PBC detalla las capacidades de transporte disponibles en cada Punto de Interconexión (“PDI”) como así también los factores de pérdida de cada uno.
- Fondo de Garantía: Entre algunas modificaciones respecto de la licitación convocada por la Resolución SEE Nº 21/16, se encuentra la futura conformación de un fondo de garantía de características a ser definidas y que deberá contar con fondos para garantizar seis (6) meses de pago bajo los contratos.
Cronograma:
- Período de consultas: hasta el 7 de julio de 2017.
- Presentación de las ofertas y apertura del Sobre 1: 19 de julio de 2017 a las 13.00 hs.
- Apertura del Sobre 1: 9 de agosto de 2017.
- Plazo para que CAMMESA eleve las ofertas a la SEE: 30 de agosto de 2017.
- Firma del Contrato: 1° de noviembre de 2017 (fecha límite).
Se prevé la posibilidad de modificar los plazos a través de Circulares.
Para mayor información, no dude en consultarnos.
Novedades en el sector eléctrico
Recientemente se publicaron en el Boletín Oficial varias normas de gran impacto para el sector eléctrico. Las nuevas normas son indicativas de la prioridad que el Gobierno asumido el 10 de diciembre de 2015 le ha asignado a la recomposición del sector.
1. Introducción
El congelamiento de precios y tarifas del sector eléctrico mantenido durante más de doce años al amparo de la Ley 25.561, la menor disponibilidad de gas natural para la generación térmica, así como el considerable aumento de los costos operativos determinaron que el dinero ingresado en el sistema eléctrico no fuera suficiente para remunerar plenamente los costos de las distintas empresas del sector, imposibilitando asimismo la obtención de márgenes adecuados de rentabilidad que pudieran constituir un incentivo a las inversiones. Todo ello sucedió en un contexto donde si bien la Ley 24.065 (Marco Regulatorio Eléctrico) conservó su vigencia desde lo formal, en los hechos, fue alterada y desconocida en varias ocasiones.
Esta situación desalentó las inversiones privadas de largo plazo en nueva infraestructura, circunstancia que, sumada al constante crecimiento de la demanda fruto de precios relativamente bajos y el crecimiento económico, ha llevado a problemas en el suministro eléctrico con una oferta de generación eléctrica que en ciertas condiciones no alcanza a satisfacer una demanda en constante crecimiento y una saturación de las redes de distribución que causa frecuentes cortes de suministro.
Las medidas que se comentan a continuación se inscriben en la búsqueda por salir del contexto de crisis antes reseñado y están comprendidas por las siguientes normas:
- Decreto 258/2016 publicado el 27 de enero de 2015 (el “Decreto 258”).
- Resolución 6/2016 del Ministerio de Energía y Minería (el “Ministerio”), publicada el 27 de enero de 2016 (la “Resolución 6”).
- Resolución 7/2016 del Ministerio, publicada el 28 de enero de 2015 (la “Resolución 7”).
- Resoluciones del Ente Nacional Regulador de Electricidad (“ENRE”) 1 y 2, publicadas el 1 de febrero de 2016 (la “Resolución 1” y la “Resolución 2”).
2. El Decreto 258. Hacia la normalización del ENRE
El Decreto 258, más allá de designar a las Autoridades del ENRE instruye al Ministerio para llevar a cabo aquellos actos que sean necesarios para poner en práctica el proceso de convocatoria abierta, que conforme el Artículo 58 de la Ley 24.065 y su decreto reglamentario 1398/02, es el acto inicial del procedimiento de designación de los integrantes del directorio del ENRE que contempla, según la normativa mencionada, que los antecedentes de los postulantes deben ser evaluados por medio de los curriculum vitae presentados y de entrevistas personales efectuadas por especialistas a los efectos de determinar aquellos que reúnen los requisitos mínimos definidos en el llamado para el cubrimiento del puesto, así como que el resultado de tal evaluación deberá elevarse a un Comité de Selección integrado por personas representativas, que por sus condiciones garanticen ecuanimidad e independencia de criterio en su pronunciamiento.
3. Nuevos precios fijados por la Resolución 6
Para comprender adecuadamente el alcance de esta resolución debe recordarse que:
- el Artículo 36 de la Ley 24.065 determina que la Secretaría de Energía (hoy Ministerio) dicta las resoluciones con las normas de despacho económico para las transacciones de energía y potencia con los precios que por tales conceptos debe aplicar el órgano encargado de tal despacho (CAMMESA) contemplando que:
- los generadores perciban por la energía vendida un precio uniforme para todos en cada lugar de entrega que fije CAMMESA, basada en el costo económico del sistema y teniendo en cuenta el costo que represente para la comunidad la energía no suministrada; y
- los demandantes (distribuidores) paguen un precio uniforme, estabilizado cada noventa (90) días, medida en los puntos de recepción, que incluirá lo que perciben los generadores por los conceptos señalados en el punto precedente, y los costos de transporte entre los puntos de suministro y recepción.
- Las normas dictadas en cumplimiento del mandato legal mencionado en el punto (i) determinaron para el precio de la energía eléctrica:
- un precio spot u horario calculado en función del costo marginal de corto plazo;
- un precio estacional que representa el cálculo trimestral estabilizado del precio horario o spot y que se traslada a los usuarios de las empresas distribuidoras; y
- un Fondo de Estabilización administrado por CAMMESA para arbitrar las diferencias entre tales precios.
- El precio estacional, es el precio el precio de venta de la energía eléctrica que se traslada a los usuarios de las distribuidoras como un término representativo de los costos de su adquisición y era aprobado trimestralmente por la entonces Secretaría de Energía en ocasión de aprobar la programación estacional del sistema.
- A partir del año 2002, el precio estacional dejó de representar un cálculo estabilizado del precio spot y pasó ser fijado con criterios políticos, quedando congelado a valores de 2001 durante varios años.
- Asimismo, el precio estacional dejó de ser calculado de forma uniforme y fue segmentado por distribuidoras y categorías de usuarios. En el año 2011 se crearon las categorías de precio estacional subsidiado y no subsidiado, aunque esta última fue aplicada solamente a una minoría reducida de usuarios.
- Como consecuencia de todo lo expuesto, la mayor parte de los usuarios abonó durante más doce años, un precio por la energía eléctrica considerablemente menor a su costo y la diferencia fue asumida por el Tesoro Nacional.
La Resolución 6, con el fin de superar la situación antedicha, viene a retomar la práctica normal de fijar el precio estacional en ocasión de la aprobación de la programación del sistema haciendo propicia esa oportunidad para definir nuevos valores para dicho precio.
En tal sentido, la Resolución 6 volvió a establecer un precio estacional único para todo el mercado eléctrico mayorista (“MEM”) y lo hizo en un valor promedio aproximado de $ 770 MWh, pero con las siguientes salvedades:
- Los usuarios de las distribuidoras con consumos menores a 300 kW abonan un valor promedio aproximado de $ 320 MWh. Tal valor es equivalente al precio estacional “no subsidiado” establecido en 2011 por la entonces Resolución SE 1301/11.
- Los usuarios de las distribuidoras con consumos menores a 10 kW pueden abonar valores menores al detallado en el punto anterior si cumplen con los distintos niveles de ahorro establecido en la Resolución 6 en función del denominado Plan Estímulo allí creado.
Los valores así fijados aún resultan sensiblemente menores al costo real de abastecimiento del sistema.
Por otra parte, tomando en cuenta la demanda de los usuarios finales que carecen de capacidad de pago de los precios establecidos con carácter general, se estableció un precio denominado Tarifa Social, aplicable a los usuarios que conforme el Ministerio de Desarrollo Social de la Nación no puedan afrontar el precio estacional fijado en la Resolución 6.
El acceso a los precios del Plan Estímulo y la Tarifa Social estarán condicionados al cumplimiento de las obligaciones de pago en el MEM, a cargo de los prestadores del servicio público de distribución de energía eléctrica, siendo exigibles desde la entrada en vigencia de la Resolución.
Asimismo, los agentes distribuidores que presenten deudas pendientes de pago a CAMMESA con una mora superior a 30 días corridos, deberán, en un plazo no menor a 30 días corridos, acordar un plan de pago y garantizar el mismo con la cesión de sus créditos por cobranzas u otro mecanismo alternativo.
Finalmente, la Resolución 6 determina asignar los Sobrecostos Importación Brasil y los Sobrecostos Contratos MEM a toda la demanda de energía eléctrica del MEM. Lo expuesto es de relevancia ya que a partir de esta modificación los valores abonados por CAMMESA por importación de energía de Brasil y por compra de energía eléctrica bajo contratos celebrados bajo normas tales como las Resoluciones SE 220/07, 712/09 y 108/11 son trasladados a toda la demanda.
4. Los cambios introducidos por la Resolución 7
Mientras que la Resolución 6 está enfocada en el precio de la energía eléctrica que abona la demanda de los agentes distribuidores del MEM de todo el país, la Resolución se limita a lo referido a la tarifa que los agentes distribuidores bajo jurisdicción nacional, es decir EDENOR y EDESUR, perciben por su actividad, es decir el valor agregado de distribución o “VAD”.
En tal sentido la Resolución 7 incluye las siguientes estipulaciones:
- Instruye al ENRE para que:
- efectúe a cuenta de la Revisión Tarifaria Integral (“RTI”) un ajuste del VAD en los cuadros tarifarios de EDENOR y EDESUR, aplicando el régimen tarifario de transición que resulta de lo dispuesto por el Artículo 4 de las actas acuerdo celebradas entre la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (“UNIREN”) y dichas compañías.
- aplique la Tarifa Social a los usuarios de EDENOR y EDESUR, que resulten del cumplimiento de los criterios establecidos en el Anexo I de la Resolución 7.
- disponga las medidas necesarias a fin de implementar el pago mensual del servicio público de distribución prestado por EDENOR y EDESUR.
- incluya en los cuadros tarifarios de EDENOR y EDESUR el Plan Estímulo, establecido la Resolución 6.
- lleve a cabo todos los actos necesarios para efectuar la RTI de EDENOR y EDESUR, que deberá entrar en vigencia el 31 de diciembre de 2016.
- Deja sin efecto el Programa de Uso Racional de la Energía Eléctrica (“PUREE”) y deroga las normas que lo regularon.
- Concluye con la aplicación de los mecanismos que transferían los recursos a EDENOR y EDESUR, por cuenta del Fondo Unificado, previsto por el artículo 37 de la Ley 24.065, a fin de financiar los planes de obras de estas empresas, instrumentados por contratos de mutuo con CAMMESA.
- Establece la imposibilidad de EDENOR y EDESUR de distribuir dividendos hasta que se concluya la RTI.
- Deroga la Resolución SE 32/15.
5. La Resolución ENRE 1
La Resolución 1 aprobó los nuevos valores de los Cuadros Tarifarios de EDENOR y EDESUR resultantes de lo dispuesto por las Resoluciones 6 y 7.
6. La Resolución ENRE 2
La Resolución 2 resolvió dar por finalizado el actual esquema del Fideicomiso para la administración de los fondos resultantes de la aplicación de la Resolución ENRE 347/12, que autorizaba a EDENOR y EDESUR a aplicar un monto fijo diferenciado a cada categoría de usuario, con el destino exclusivo de destinarlo a inversiones para la ejecución de obras de infraestructura y mantenimiento.
Asimismo, la Resolución 2 dispuso instruir a EDENOR y EDESUR a abrir una cuenta corriente por parte de cada una de ellas, en una entidad bancaria autorizada por el Banco Central de la República Argentina, donde se depositarán los fondos percibidos en virtud de la Resolución ENRE 347/12. Además, se determinó que para su implementación se deberá presentar al ENRE un plan de obras, identificando que obras dentro del plan serán financiadas por dichos fondos, pudiendo el ENRE solicitar a las distribuidoras información sobre los movimientos de depósitos y pagos realizados sobre dichas cuentas corrientes.
7. Conclusiones y desafíos pendientes
El conjunto de medidas reseñadas es sin dudas positivo desde una perspectiva de inversión para el sector eléctrico ya que:
- Se inicia el proceso de normalización del ENRE.
- Se comienza a retomar el encuadramiento del precio estacional en los parámetros definidos por la Ley 24.065 a la vez que se inicia un proceso tendiente a que dicho precio se aproxime al costo real de generación.
- Se inicia el proceso de regularización de los contratos de concesión de las dos distribuidoras más importantes del país.
Como cuestiones pendientes que probablemente empiecen a ser resueltas en el corto plazo queda por decidir:
- Cuál es el camino para normalizar la regulación de los agentes generadores del MEM hoy alterada por la Resolución SE 95/12 y sus modificatorias, y cómo se determinará la remuneración a la que tienen derecho dichos agentes.
- Cuál será la situación de los grandes usuarios y la contratación de energía eléctrica por parte de los mismos hoy alterada también por la Resolución SE 95/12.
- Cómo se tratará la adquisición de combustible por parte del sector eléctrico hoy centralizada en CAMMESA.
- Cómo se regularizará la situación de los contratos de concesión en el segmento de transmisión de energía eléctrica.