SITUACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO ARGENTINO A JUNIO 2017

by • 26 junio, 2017 • ArgentinaComments (0)

Llegando ya a los 18 meses de la administración Macri, se pueden apreciar los primeros logros en materia de energía eléctrica de la nueva gestión divididos en tres ejes principales: 1) recomposición del precio mayorista de la energía sancionado por la Secretaría de Energía Eléctrica y a pagar por la demanda regulada (usuarios de las distribuidoras), 2) recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) y la tarifa eléctrica para EDENOR y EDESUR, y 3) la incorporación de nueva generación eléctrica para los próximos años.

En cuanto al tema tarifario, desde el principio el gobierno buscó por un lado empezar a recomponer el precio de la energía a nivel mayorista sancionado por el MINEM para la demanda regulada con el objetivo de reducir la enorme masa de subsidios a la energía que venía poniendo el Estado durante la década kirchnerista, y por otro lado buscó recomponer el Valor Agregado de Distribución (VAD) de las empresas de distribución eléctrica de jurisdicción federal (Edenor y Edesur) que eran las más atrasadas.

El 14 del mes de diciembre de 2016, el gobierno decidió llamar a audiencias públicas para poner en conocimiento de los usuarios los motivos y las magnitudes de los aumentos que se proponen del 2017 en adelante para una reducción gradual de los subsidios en el segmento regulado por los próximos 3 años.

La propuesta de reducción de subsidios es la siguiente: se parte del 2016 donde el Estado aportó el 70% del costo de la energía mientras que la demanda mayorista residencial, comercial e industrial menor a 300 kW aporta solo el 30%. Para el 2017 la propuesta es reducir los subsidios al 53% mientras que la demanda mayorista aportará ahora el 47%, para el 2018 reducir los subsidios al 37% y el aporte de la demanda regulada subirla al 63% y para el 2019 reducir subsidios al 10% y la demanda llegar a pagar el 90% del precio de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista.

La anterior sanción del MINEM fue en Febrero del 2016 a través de la Resolución MINEM Nº 6/2016 que fijó el precio estacional en torno de los 320 $/MWh. En el 2015, el monómico real del Mercado Eléctrico Mayorista promedió en 655,5 $/MWh, y en el 2016 el promedio fue de 1059,2 $/MWh. Con esos números, los subsidios de CAMMESA crecieron a 87.610 MM$ en el año 2016, marcando un record absoluto en la materia, en buena parte debido al aumento de los costos de los combustibles para generación en el mercado local que fueron muy superiores a referencias internacionales siendo 6,3 u$d/MMBTU para el gas natural y 75 u$d/bbl para el FO en el 2016 (en el 2017 el gas se mantiene con el mismo precio que el año pasado mientras que el FO nacional se comercializa a 57 u$d/bbl).

A un año de la implementación de la Resolución MINEM Nº 6/2016, la medida significó un ahorro de 1000 millones de dólares en subsidios directos al sector eléctrico, bastante menos de lo esperado originalmente.

Con fecha 31 de Enero del 2017, la Secretaría de Energía Eléctrica sanciona la Resolución SEE Nº 20/2017 en donde sanciona un nuevo Precio Estacional de Referencia de 1070,11 $/MWh para las horas pico, 1060,95 $/MWh para las horas valle y 1065,61 $/MWh para las horas resto para aquellos clientes que se les facture el consumo de energía sin subsidios (industriales con potencias mayores de 300 kW). Por otro lado, también sanciona un precio estacional con subsidios para el mes de Febrero de 2017 de 400 $/MWh, para las horas pico, 386 $/MWh para las horas valle y 396 $/MWh para las horas resto, para aquellos clientes que seguirán recibiendo subsidios (clientes industriales menores a 300 kW, comerciales y residenciales) y que no hayan reducido su consumo con respecto al mismo periodo de consumo del año anterior. Ya para el mes de Marzo de 2017 en adelante, se sancionaron precios estacionales de 640 $/MWh, para las horas pico, 634 $/MWh para las horas resto y 617 $/MWh para las horas valle hasta Octubre del 2017.

En la práctica, esto significa un nuevo Precio Estacional de Referencia sin subsidios de 68 U$S/MWh al tipo de cambio de hoy, y de 40 U$S/MWh para los que seguirán recibiendo subsidios, con una quita de subsidios del 25% aproximadamente. Con esta medida se pretende ahorrar U$S 2.000 millones en subsidios directos al sector eléctrico según cálculos propios.

Por otro lado, la Resolución sigue en la línea de incentivar el ahorro energético en el Sector Residencial con una reducción del 25% en los precios mayoristas para aquellos clientes que ahorren entre un 10% y 20%, y del 50% para aquellos clientes que ahorren más del 20% con respecto a igual periodo del año anterior.

También en la Resolución SEE 20/2017 se sigue con la implementación de una Tarifa social para aquellos usuarios residenciales de bajos recursos que no estén en condiciones de abonar la nueva tarifa. Los beneficiarios de la tarifa social tienen costo cero en la energía a nivel mayorista por los primeros 150 kWh/mes y un valor de 96 $/MWh para aquellos que superen ese consumo y no superen el consumo del año 2015. Se estima que los beneficiarios de la tarifa social son 4,3 millones de usuarios en todo el país.

Con la Resolución SEE 20/2017 se estima que este año los subsidios directos a Cammesa se reducirán y rondarán los MM$ 83.918 a pesar del aumento de tarifas del 2017 y sin contar los beneficios que otorga el Estado Nacional en materia de Tarifa Social y el Plan Estímulo de ahorro energético.

Hay que aclarar que no en todo el país está vigente la Resolución SEE 20/2017. Hay provincias en donde se han interpuestos medidas cautelares para suspender la vigencia de dichas Resoluciones: ellas son las provincias de Chaco, Catamarca, La Rioja y Santa Cruz, todas ellas manejadas por la oposición K. El caso más paradigmático es de la provincia de Chaco, donde la Secheep le cobra a sus usuarios las nuevas tarifas, mientras que a Cammesa le paga un precio mayorista del año 2012 de apenas 68 $/MWh como consecuencia de la medida cautelar que la beneficia.

Con fecha 8 y 9 de Febrero del 2017, el ENRE dictó las Resoluciones 82/2017, 83/2017 y 92/2017 que son las que establecen los nuevos valores de tarifa final que reciben los usuarios en sus domicilios en el área de concesión de Capital y Gran Buenos Aires. Los puntos salientes de esta medida son los siguientes: (1) Importante recomposición del VAD para las empresas EDENOR y EDESUR cuyas validaciones surgieron de las audiencias públicas del 28 de Octubre del 2016 en el marco del proceso de las Renegociaciones Tarifarias Integrales (RTI) y (2) aumentos de Tarifas que van del 61% al 123% promedio para los usuarios residenciales, comerciales e industriales según niveles de consumo (ver las Res. ENRE 82/2017 y 83/2017).

Hasta el año 2015, el país entero salvo el área de Capital y el GBA tenían tarifas de hasta 5 a 7 veces superior a las de Edenor y Edesur. Con el último ajuste de precios mayoristas y la RTI en marcha en el área metropolitana, las tarifas de Edenor y Edesur se equilibraron bastante con el resto del país, aunque siguen siendo de las más baratas. Hoy la relación entre las más caras (EPESF y EPEC) con EDENOR y EDESUR es de 2 a 1, y con respecto al promedio país ambas distribuidoras están un 37% por debajo.

A partir de mayo del 2017, el promedio país para un consumo de 325 kWh/mes es de 528,87 $/mes y para un mayor consumo de 650 kWh/mes el promedio abonado es de 1204,81 kWh/mes (sin impuestos). El aumento promedio del 2017 es del 55,2% para los que consumen 325 kWh/mes y del 62,1% para los que consumen 650 kWh/mes. Las provincias más caras en cuanto a tarifas residenciales siguen siendo Córdoba, Santa Fe, el interior de la provincia de Buenos Aires, Neuquén, Jujuy y algunas Cooperativas del interior del país como la CALF de la ciudad de Neuquén y la SPCLCR de Comodoro Rivadavia.

Por otro lado, el sector industrial viene sufriendo también el aumento de tarifas en el último año: los que son GUMA y compran la energía a Cammesa, pagan por ella alrededor de 68 u$d/MWh y a eso hay que sumarle el peaje que cobran las distribuidoras (las que varían de provincia a provincia), siendo el promedio

país de 38 u$d/MWh. Si se suman ambos conceptos (energía más peaje) los GUMA pagan 106 u$d/MWh promedio por la energía que consumen.

Mientras tanto los GUDI (Grandes Usuarios vinculados a Distribuidor) de más de 300 kW pagan dependiendo de en qué provincia esté instalada la industria: el monómico abonado por ellas varía entre los 92 u$d/MWh en las más baratas y los 155 u$d/MWh en las más caras, siendo el promedio país de 116 u$d/MWh. El aumento sufrido por el segmento industrial es del 51% promedio país. Las distribuidoras más baratas para la industria son: Edesur (GBA), Edenor (GBA), ESJSA (San Juan), Edersa (Río Negro) y DPEC (Corrientes), mientras que las más caras son EDESA (Salta), EPEN (Neuquén), EDELAP (Buenos Aires), EDES (Buenos Aires), EDEN (Buenos Aires), EPESF (Santa Fe) y SPCLCR (Comodoro Rivadavia).

Por el lado de la oferta eléctrica, el parque de generación hasta abril de 2017 es de 34.012 MW, de los cuales solo 26.000 MW están disponibles. Hay otros 560 MW en proceso de habilitación comercial. El record de demanda del sistema se produjo el 24 de Febrero de 2017 cuando se llegó a 25628 MW de pico, pero se tuvo que importar de 1100 MW de los países vecinos por algunas horas para preservar la integridad del sistema eléctrico.

El sistema eléctrico disminuyó peligrosamente sus reservas en la última década para lo cual se necesitan incorporar 2000 MW para recuperar reservas más otros 3000 MW para cubrir incrementos de demanda en los próximos tres años para satisfacer correctamente la demanda. Dada la urgencia de las necesidades, el Ministerio de Energía y Minería lanzó una licitación en el marco de la Resolución SEE Nº 21/2016 a través de CAMMESA para incorporar máquinas de rápido montaje, con módulos de 50 a 300 MW por proyecto, para abaratar los costos y diferenciarse así de su antecesor, el programa “Energía Delivery”, cuyos costos eran muy elevados. El proceso de adjudicación se realizó en tres atapas: en la primera se adjudicaron 1916 MW (Res SEE 155/2016), en la segunda (Res SEE 216/2016) se adjudicaron 957 MW y en la tercera (Res SEE 387/2016) se adjudicaron 237 MW. En total son 3110 MW de origen térmico para los próximos dos años.

Hasta el momento por Resolución SEE 21/2016 ingresaron al servicio con habilitación comercial 6 centrales con 492 MW y otras 3 centrales de 210 MW están en etapa de prueba. Hay otros 349 MW que ya tendrían que haber ingresado al sistema y que se encuentran demorados por distintos motivos como ser demora en los trámites aduaneros para ingresar los equipos y demoras en los trámites para los permisos provinciales, municipales y estudios de impacto ambiental.

Recientemente se ha lanzado la Resolución SEE 287/2017, mecanismo por el cual se pretende incorporar alrededor de 1500 MW de cogeneración y cierres a ciclos combinados de máquinas TG existentes, con una inversión estimada de u$d 1500 millones. Esta medida permitirá incrementar potencia eléctrica del parque eléctrico sin incrementar demasiado el consumo de combustible, con centrales de muy alto rendimiento.

En cuanto a la incorporación de energías renovables, durante el año 2016 se lanzaron dos licitaciones importantes: la Renovar 1.0 y la Renovar 1.5. En el primero de los llamados, se adjudicaron 1142 MW mientras que en el segundo llamado se adjudicaron 1281,5 MW. Lo mejor de ambas licitaciones son los precios obtenidos los cuales son bajos, para el caso de la energía eólica el promedio fue de 59,4 u$d/MWh y para la solar 59,7 u$d/MWh, precios comparables con otras licitaciones de renovables realizadas en la región (Chile, Perú, Uruguay), y dichos precios son muy competitivos aún con los precios de generación térmica a base de gas natural de producción local.

En cuanto a las otras fuentes de generación, el Presidente Macri acaba de firmar acuerdos en China para levantar las centrales nucleares IV y V a construirse en los próximos diez años, la primera con 740 MW y la segunda con 1150 MW (esta última de uranio enriquecido). En cuanto a generación hidroeléctrica, se está a la espera de que concluyan los estudios de impacto ambiental de las represas Néstor Kirchner y Jorge

Cepernic sobre el río Santa Cruz para poder comenzar las obras. También se está a la espera del relanzamiento de la central Chihuido I sobre el río Neuquén, proyecto muy necesario no solo por su capacidad de generación hidroeléctrica, sino también por su importante papel que desempeñará el embalse de Chihuido I en el control de crecidas del río Neuquén y en donde hay un fallo de la Corte Suprema de la Nación ordenando realizar las obras necesarias para el control de crecidas sobre dicho río.

El sector eléctrico venía con serios problemas desde la administración anterior: crisis en el sector distribución sobre todo en el área Gran Buenos Aires, subsidios indiscriminados creciendo exponencialmente, cadena de pagos rota en una buena parte de las distribuidoras del interior del país, grandes volúmenes de importación de combustibles y carencia de un plan energético de largo plazo.

Es esperable que la calidad de servicio que reciben los usuarios del área metropolitana mejore sensiblemente en los próximos 3 años, ya que para eso se produjo el proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) y se vuelve a poner en vigencia una parte del marco regulatorio, en lo que respecta a distribución. El Valor Agregado de Distribución (VAD) de las distribuidoras del AMBA aumentó un 42% en Febrero de 2017 y se espera un aumento del 19% en Noviembre de 2017 y otro 17% adicional en Febrero de 2018 para completar con los aumentos de la Renegociación Tarifaria Integral (RTI).

Se prevé un incremento moderado de la demanda eléctrica para los próximos dos años, del orden del 2% por año para el caso de un escenario de moderado crecimiento económico. Con la actualización tarifaria, este incremento de demanda se podría moderar un poco más, aunque la demanda suele ser bastante inelástica al incremento de los precios y tarifas. En caso de volver a la senda de crecimiento económico, la demanda volvería a crecer a un ritmo del 3% / 4% anual desde el 2018.

En estos primeros dieciocho meses de gobierno se tomaron algunas medidas en la dirección correcta: quita de subsidios en el sector eléctrico con reducción de 3000 MMU$S en dos años, recomposición del VAD para las distribuidoras de jurisdicción nacional (Edenor y Edesur) e inicio de un proceso de incorporación de nuevas centrales eléctricas, tanto térmicas como renovables. Hasta el momento se hizo poco en cuanto al desarrollo de nuevos proyectos hidroeléctricos y en materia de eficiencia energética. Todavía falta mucho por realizar, como recomponer señales de precios para el sector de generación y establecer nuevas reglas de juego para el Mercado Eléctrico Mayorista. Con perspectiva de crecimiento económico y con los marcos regulatorios normalizados, el sector eléctrico argentino volverá a ser atractivo para los capitales locales e internacionales y estará listo para cuando la economía argentina vuelva a crecer.

(Por Oscar Medina)

Related Posts

Comments are closed.

Facebook