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Resoluciones SE 2002 - 2007. Síntesis de las principales normas que afectaron el funcionamiento del sector eléctrico. Ley 25561 RES SE N° 2/2002 RES SE N° 8/2002 RES SE N° 246/2002 RES SE N° 146/2002 RES SE N° 1/2003 RES SE N° 240/2003 RES SE N° 406/2003 RES SE N° 984/2003

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Resoluciones SE 2002 - 2007


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  1. Resoluciones SE 2002 - 2007 Síntesis de las principales normas que afectaron el funcionamiento del sector eléctrico

  2. Ley 25561 RES SE N° 2/2002 RES SE N° 8/2002 RES SE N° 246/2002 RES SE N° 146/2002 RES SE N° 1/2003 RES SE N° 240/2003 RES SE N° 406/2003 RES SE N° 984/2003 RES SE N° 93 y 842/2004 Dto 181/2004 RES MIPFyS 208/2004 Dto 180/2004 RES SE N° 265/2004 RES SE N° 659/2004 RES SE N° 389/2004 RES SE N° 434/2004 RES SE N° 712/2004 RES SE N° 839/2004 RES SE N° 949/2004 RES SE N° 950/2004 RES SE N° 181 y 512/2005 RES SE N° 752/2005 RES SE N° 925/2005 ÍNDICE

  3. RES SE N° 925/2005 RES SE N° 1195/2005 RES SE N° 1427/2004 – 622/2005 – 751/2005 RES SE N° 1193/2005 RES SE N° 1198/2005 RES SE N° 1471/2005 RES SE N° 1866/2005 RES SE N° 276/2006 RES SE N° 669/2006 RES SE N° 672/2006 RES SE N° 821/2006 RES SE N° 1281/2006 RES SE N° 220/2007 ÍNDICE

  4. Ley 25561LEY DE EMERGENCIA PUBLICA Y DE REFORMA DEL REGIMEN CAMBIARIO • Declaración de emergencia pública materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria • Faculta al Poder Ejecutivo nacional para establecer el sistema que determinará la relación de cambio entre el peso y las divisas extranjeras, y dictar regulaciones cambiarias. • Deroga los artículos 1°, 2°, 8°, 9°, 12 y 13 de la Ley N° 23.928 (Ley de Convertibilidad). • El deudor de una obligación de dar una suma determinada de pesos cumple su obligación dando el día de su vencimiento la cantidad nominalmente expresada. • En ningún caso se admitirá actualización monetaria, indexación por precios, variación de costos o repotenciación de deudas, cualquiera fuere su causa, haya o no mora del deudor.

  5. Ley 25561LEY DE EMERGENCIA PUBLICA Y DE REFORMA DEL REGIMEN CAMBIARIO • Dispone que a partir de la sanción de esta ley, en los contratos celebrados por la Administración Pública bajo normas de derecho público, comprendidos entre ellos los de obras y servicios públicos, quedan sin efecto las cláusulas de ajuste en dólar o en otras divisas extranjeras y las cláusulas indexatorias basadas en índices de precios de otros países y cualquier otro mecanismo indexatorio. • Los precios y tarifas resultantes de dichas cláusulas, quedan establecidos en pesos a la relación de cambio UN PESO ($ 1) = UN DOLAR ESTADOUNIDENSE (U$S 1). • Autoriza al Poder Ejecutivo nacional a renegociar los contratos.

  6. Ley 25561LEY DE EMERGENCIA PUBLICA Y DE REFORMA DEL REGIMEN CAMBIARIO • En el caso de los contratos que tengan por objeto la prestación de servicios públicos, deberán tomarse en consideración los siguientes criterios: • el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de los ingresos; • la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente; • el interés de los usuarios y la accesibilidad de los servicios; • la seguridad de los sistemas comprendidos; y • la rentabilidad de las empresas. • No se autoriza a las empresas contratistas o prestadoras de servicios públicos, a suspender o alterar el cumplimiento de sus obligaciones

  7. Ley 25561LEY DE EMERGENCIA PUBLICA Y DE REFORMA DEL REGIMEN CAMBIARIO • Facúltase al Poder Ejecutivo nacional a regular, transitoriamente, los precios de insumos, bienes y servicios críticos, a fin de proteger los derechos de los usuarios y consumidores, de la eventual distorsión de los mercados o de acciones de naturaleza monopólica u oligopólica.

  8. RES SE N° 2/2002 • Marco de referencia para el sector eléctrico • Evolución creciente de la tasa de cambio ($/U$S) (Pronósticos de una tasa de cambio a ese año de 10 $/U$S) • Fuerte impacto de la devaluación en el funcionamiento de MEM • Establece transitoriamente: • CENS: 1.500 $/MWh. • PRECIO BASE ($BASE) de la Potencia: 5 $/MW-hrp • PRECIO POR CONFIABILIDAD ($CONF) de la Potencia: 5 $/MW-hrp • Pesifica las variables económicas establecidas en “Los Procedimientos • RES SE N° 703/2003 extiende su aplicación

  9. RES SE N° 8/2002 • Marco de referencia para el sector eléctrico • Variaciones diarias de la tasa de cambio ($/U$S) • Incertidumbre respecto precios de insumos importados y nacionales (combustibles, repuestos, mantenimientos, etc.) • Incertidumbre en el impacto de la variación de la tasa de cambio sobre el abastecimiento de energía eléctrica y de los precios de mercado • Necesidad de hacer sustentable en el corto plazo del MEM a través del reconocimiento de los costos operativos incurridos por las empresas • Falta de señales de mercado que aseguren la operatividad de los equipos • Falta de financiación y reducciones del capital de trabajo de los generadores

  10. RES SE N° 8/2002 • Despacho • Declaración de Costos Variables de Producción (CVP) basados en costos auditables (informe técnico) • Aumento de la periodicidad de declaración (quincenal) a los efectos de tener en cuenta las posibles variaciones tanto de la tasa de cambio como de los precios de referencia de los combustibles • Desagregación de los componentes de los CVP • Costos variables de combustibles • Costos variables de mantenimiento • Otros costos variables • Declaración de la variación de los CVP con el U$S y con los precios de combustible • La SE valida los CVP presentados Este procedimiento reemplaza al vigente en la etapa previa, basado en declaraciones semestrales, con valores máximos establecidos en función de precios de referencia + 15%

  11. RES SE N° 8/2002 • El Despacho económico se realiza en función de los CVP y VA declarados • Sanción de Precios se realiza con CVP calculados con los precios de referencia y VA si con estos se reduce el Precio de Mercado • Se reconocen los Costos Variables incurridos por los generadores por sobre los precios de mercado (Sobrecostos Transitorios de Despacho - SCTD) • Se utilizan todas las máquinas disponibles para el despacho antes de la aplicación de restricciones. • Financiación: • Se establece un mecanismo de financiación de compras de combustibles líquidos • Mercado Spot Anticipado • Venta de energía de los generadores al MEM con validez trimestral • Selección de los proveedores a través de un proceso licitatorio • Participan los Generadores Privados y los del Estado

  12. RES SE N° 246/2002 • Marco de referencia para el sector eléctrico • Utilización creciente de unidades de regular rendimiento y de escaso requerimiento en el pasado • Incertidumbre en el comportamiento de la generación y demanda • Necesidad de contar reservas operativas adecuadas para el escenario previsto • Necesidad de remuneración de la capacidad a unidades con escasa operación de modo de asegurar su disponibilidad.

  13. RES SE N° 246/2002 • Separa el pago de la Potencia del pago de la Energía, creando dos productos diferenciados: • POTENCIA • BASE • CONFIABILIDAD • ENERGÍA • El Pago de la Potencia se asocia a la Garantía de Suministro, resultando un Cargo Fijo por Potencia con independencia del despacho. Por lo tanto, la variabilidad de costos estará asociada al producto energía. • Aumenta el pago por Potencia a 12 $/MW-hrp

  14. RES SE N° 246/2002 • Regula las Reservas de Corta Duración (entre cinco minutos y 4 horas). • Incorpora como un Sobrecosto adicional las nuevas tasas a los combustibles líquidos y el Gas Natural, el que será abonado por la Demanda en función de su consumo de energía. • Aprueba un nuevo Esquema de Alivio de Carga, propuesto oportunamente por CAMMESA, e incorpora el concepto de calidad asociado a la morosidad.

  15. 1h 2.1% Operativa (5’) 1h 2.1% 10’ 5h 3.0% 20’ RES SE N° 246/2002

  16. RES SE N° 246/2002 • Adecua (en función del nuevo Esquema de Reservas, del pago de las mismas y la morosidad) los derechos y obligaciones respecto de: • Garantía de Suministro, • Prioridad de Abastecimiento, • Interrumpibilidad de la Demanda. • Ajusta a la nueva regulación lo relacionado con los requerimientos de generación forzada en áreas de Transporte Troncal o Distribución.

  17. RES SE N° 246/2002 • Modifica la regulación del Mercado a Término agregando a los contratos existentes (abastecimiento), los Contratos de Energía (sin Garantía), y los contratos de Disponibilidad de Potencia (con Garantía) que reemplazan a los de Reserva Fría.

  18. RES SE N° 146/2002 • Marco de referencia para el sector eléctrico • Restricciones de capital de trabajo de los agentes • Necesidad de contar con el parque disponible en condiciones operativas • Se habilita la posibilidad de prefinanciación de mantenimientos mayores en Generación y Transporte. • Se autoriza hasta un máximo del 70% del costo del mantenimiento o del ahorro que para el MEM tiene el disponer del equipo (el menor). • Se dispone de un período de gracia de 12 meses, a partir del cual se debe reintegrar en 12 cuotas la prefinanciación otorgada (si se justifica se puede llegar a 18 cuotas).

  19. RES SE N° 1/2003 • Marco de referenciapara el sector eléctrico • Incerteza en lo mercados de combustibles en cuanto a los precios y en forma incipiente en la disponibilidad de gas natural. • Incerteza en el comportamiento del parque generador • Lograr el compromiso de la disponibilidad de los generadores y combustibles • Necesidad de estabilizar los precios • Presencia de áreas del sistema con riesgo de abastecimiento prolongados ante fallas de transporte

  20. RES SE N° 1/2003 • Incorpora las siguientes reservas: • Reserva de Disponibilidad de Potencia con Garantía de Combustible. Contar con disponibilidad de generación necesaria para el cubrimiento de la demanda con unidades que se hallan en áreas en que se prevean restricciones de suministro de Gas Natural durante el período de invierno de 2003 • Reserva de Confiabilidad. Contar con disponibilidad de generación necesaria para el cubrimiento de la demanda pico durante el período marzo-octubre 2003 • Mercado Spot Anticipado. • Obras de Adecuación del Sistema de Transporte (AT y Distros) • Lineamientos Básicos para el Uso Racional de la Energía Eléctrica

  21. RES SE N° 8-246/2002 y 1/2003

  22. RES SE N° 240/2003 • Marco de referencia para el sector eléctrico • Situaciones anormales en el abastecimiento de gas natural a centrales • Falta de gas en períodos del año en donde históricamente no hubo restricciones • Establece que la Sanción de Precios se debe realizar considerando la disponibilidad plena de GN • La generación Hidroeléctrica y la Importación Spot se incluyen en de la sanción de precios, cuando definan PM menor. • El Despacho se realiza considerando la Generación disponible, independiente de su costo, antes de aplicar restricciones a la demanda.

  23. RES SE N° 240/2003 • En caso de restricciones el Pr. Spot máximo es de 120 $/MWh. • Las unidades con costos superiores reciben su costo reconocido (operativo). Esto no es válido para las Hidroeléctricas respecto del VA. • La diferencia entre el costo reconocido y el precio de nodo se recaudan a través de la Subcuenta de Sobrecostos Transitorios de Despacho.

  24. RES SE N° 406/2003 • Marco de referencia para el sector eléctrico • Agotamiento de los fondos disponibles en el Fondo de Estabilización • Desfasaje entre los precios estacionales y los sancionados en el mercado SPOT. • Falta de actualización de los Precios Estacionales • Necesidad de dar prioridad al cubrimiento de los costos operativos de los agente • Necesidad de preservar la operatividad de las unidades de generación

  25. RES SE N° 406/2003 • Metodología. • Se determina el volumen de dinero disponible en función de los vencimientos facturados a la demanda. El total de los valores a cobrar por los acreedores (p.e. generadores) menos el dinero disponible, queda como acreencia consolidada. • Por sus acreencias en el MEM se les entrega Liquidaciones de Venta con Fecha a Definir. • Los saldos impagos devengan un interés equivalente al rendimiento medio de CAMMESA. • Orden de prioridad de pago: • MSA (privado), Reservas de Confiabilidad y Garantía de Combustibles • CVP térmicas, COMH (2 $/MWh) + Cargos de Transporte • Remuneración de Potencia y Servicios • Otras Acreencias (ppal. utilidad marginal) • Fondos y Cuentas MEM • Fondo Unificado

  26. RES SE N° 984/2003 • Marco de referencia para el sector eléctrico • Incerteza en lo mercados de combustibles en cuanto a los precios y en la disponibilidad de gas natural. • Incerteza en el comportamiento del parque generador • Lograr el compromiso de la disponibilidad de los generadores y combustibles

  27. RES SE N° 984/2003 • Reservas para la operación del año 2004 • Potencia firme Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores térmicos (excluyendo MW de respaldo Exportación), con compromiso de contar con combustible en central. • Competencia => Licitación para máquinas térmicas base ; licitación libre para máquinas térmicas • Remuneración horaria en función de la potencia asignada y el precio correspondiente • Posibilidad de pago anticipado o mensual más intereses. • Compromiso de disponibilidad en todas las horas; posibilidad de respaldo en otras máquinas similares. • Multas ante incumplimiento horario y semestral, más altas cuando hay condiciones más desfavorables en el Sistema.

  28. RES SE N° 93 y 842 /2004 • Marco de referencia para el sector eléctrico • Déficit creciente de fondos el Fondo de Estabilización • Necesidad de revertir la tendencia de pérdidas del fondo • Imposibilidad de aumento uniformo a los clientes de las distribuidoras

  29. RES SE N° 93 y 842 /2004 • Se establecen precios estacionales diferenciados para los distintos segmentos de las categorías de clientes de los Distribuidoras. • Los Usuarios Residenciales no ven incrementado el costo del suministro • Las demandas no residenciales deben hacer un uso más eficiente del suministro de energía eléctrica, afrontando los costos incurridos para su abastecimiento, reduciendo el déficit del Fondo de Estabilización.

  30. RES SE N° 93 y 842 /2004 Categorías de clientes

  31. Decreto 181/2004 • Instruye a la SE a elaborar un esquema de normalización de precios de gas natural en boca de pozo, para los clientes de las Distribuidoras. • Habilita a la SE a acordar con los productores el ajuste de precios • El esquema tendrá vigencia hasta el 31/12/2006 • Faculta a la SE a establecer el mecanismos de unbunbling

  32. RESOLUCIÓN MPFIPyS 208/2004Implementación delDecreto 181/2004 • NORMALIZACION DE PRECIOS • AJUSTE DE PRECIOS EN EL GAS EN EL PIST • Fecha de aplicación: desde el 11/05/2004 • Precios de GN para: • Prestadores del servicio público de distribución con destino a USUARIOS INDUSTRIALES (no R ni SGP1y2) • Generadores de Electricidad • La SE establecerá el mecanismo de ajuste para los usuarios R y SGP1y2 de modo tal que al 31/12/2006 paguen los precios de referencia • MODIFICACION DE LOS CONTRATOS DE PROVISION DE GAS ENTRE LOS PRODUCTORES Y LOS PRESTADORES

  33. RESOLUCIÓN MPFIPyS 208/2004Implementación delDecreto 181/2004 Ejemplo

  34. RESOLUCIÓN MPFIPyS 208/2004Implementación delDecreto 181/2004 • VOLUMENES DE GAS NATURAL COMPROMETIDOS • Prestadores del servicio de distribución de gas por redes; • NUEVOS CONSUMIDORES DIRECTOS DE GAS NATURAL • GENERADORES que utilizan transporte firme adquirido por la prestadora del servicio de distribución, en tanto y en cuanto, el gas natural se utilice para generar energía eléctrica destinada al mercado interno. • Excluidos los GENERADORES que adquieren gas natural en forma directa a los PRODUCTORES pero que no utilizan transporte firme de la prestadora del servicio de distribución, los cuales se seguirán rigiendo por los volúmenes que correspondan según los respectivos acuerdos.

  35. Decreto 180/2004 • Establece el régimen de inversiones de infraestructura básica de gas durante el proceso de normalización del servicio publico • Además establecer que, si la SE verifica que el sistema de gas natural puede entrar en situaciones de crisis de abastecimiento o generar este tipo de situaciones sobre otro servicio público, podrá disponer todas las medidas que se consideren necesarias para mantener un adecuado nivel de prestaciones.

  36. Resolución SE 265/2004 • Suspende la exportación de excedentes de GN, que resulten útiles para el abastecimiento interno, condicionado a la existencia de déficit de oferta para cubrir la demanda interna y disponibilidad transporte. • Suspende los trámites de autorización de exportación • Instruye a la SSC a elaborar un Programa de Racionamiento de Exportaciones de Gas y del Uso de la Capacidad de Transporte

  37. Resolución SE 659/2004 • Implementación de la RES SE N° 265 - PROGRAMA DE RACIONALIZACION DE EXPORTACIONES DE GAS NATURAL Y DEL USO DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE por el PROGRAMA COMPLEMENTARIO DE ABASTECIMIENTO AL MERCADO INTERNO DE GAS NATURAL • El Objetivo del PROGRAMA es asegurar el abastecimiento de, entre otros demandantes, a las centrales de generación térmica, que resulte necesaria para evitar la interrupción del servicio público de electricidad • De ser necesario: • Se instruye a los exportadores de GN a que inyecten el volumen adicional requeridos. • La SSC establece el destino del GN inyectado a requerimiento del ENARGAS y CAMMESA

  38. RES SE N° 389/2004 • Marco de referencia para el sector eléctrico • Riesgo de abastecimiento eléctrico ante requerimientos prolongados de uso de FO • Falta de incentivo para la compra de combustibles líquidos por parte de los generadores • Falta de FO para generación • Compra de FO a PDVSA como recurso de última instancia • Provisión de FO a los generadores

  39. RES SE N° 434/2004 • Marco de referencia para el sector eléctrico • Incerteza en la provisión de combustibles y de los aportes hidráulicos, ante un escenario de demanda creciente • Importación de hasta 500 MW por hora desde la República Federativa del Brasil de procedencia hidráulica y/o térmica. • Nodo Frontera: Garabí II • Moneda: Dólares Estadounidenses • Instrumento: “Acuerdo de Provisión”

  40. RES SE N° 712/2004 • Marco de referencia para el sector eléctrico • Riesgo de abastecimiento en el mediano plazo • Falta de incentivos para la instalación de nueva generación • Necesidad establecer un mecanismo para la cancelación de las LVFVD

  41. RES SE N° 712/2004 • Crea el “FONDO PARA INVERSIONES NECESARIAS QUE PERMITAN INCREMENTAR LA OFERTA DE ENERGIA ELECTRICA EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM)” (FONINVEMEM) y da la responsabilidad de su administración a CAMMESA • Invita a los Agentes del MEM a participar en el FONINVEMEM, invirtiendo sus aceencias correspondientes al inc. “c” del artículo 4° de la RES SE N°406/2003, durante el período 2004 – 2006. • Los Agentes que decidan participar en el FONINVEMEM podrán participar en la gestión de los proyectos que se financien a través del mismo. • Instruye a CAMMESA a documentar separadamente las Liquidaciones de Venta con Fecha de Vencimiento a Definir, separando los importes correspondientes al inc.”c” del Artículo 4º de la RES SE Nº 406, a partir del DTE de Julio de 2004.

  42. RES SE N° 839/2004 • Marco de referencia para el sector eléctrico • Falta de Gas Natural en períodos en que históricamente no se registraban restricciones • Necesidad de reemplazo por FO, CM y GO • Riesgo de abastecimiento por insuficiencia de fondos con la recaudación de la demanda a los costos que demande una operación con combustible líquido en verano.

  43. RES SE N° 839/2004 • Instruye a CAMMESA a utilizar exclusivamente GN en la Programación y el Despacho para el período Septiembre 2004 – Abril 2005 • Habilita a utilizar otros combustibles sólo ante: • bajas temperaturas respecto a las habituales para los meses del período; • demandas extraordinarias o inusuales de gas natural o energía eléctrica respecto a las habituales para los meses del período; • emergencias en la operación de los sistemas de abastecimiento de gas natural; • emergencias en la operación del SADI; • Instruye a CAMMESA a informar a la SE cuando no se pueda programar la operación bajo estos criterios

  44. RES SE N° 950/2004 • Marco de referencia para el sector eléctrico • Necesidad de dar garantías desde el MEM para la realización de las ampliaciones de transporte y de compra de gas natural • Falta de incentivos del sector privado para realizar las ampliaciones • Necesidad de disponer de transporte de gas natural para generación

  45. RES SE N° 950/2004 • Constituye el “Fondo Fiduciario para atender a la Contratación de Transporte y Adquisición de Gas Natural Destinados a la Generación de Energía Eléctrica” • Objeto: • Contratación de transporte firme de gas natural y la adquisición de gas natural con destino a la generación de energía eléctrica • Establecer garantías suficientes de pago de estas operaciones • Fondo, está integrado por: • Cargo Tarifario a aplicar sobre las compras de los Agentes demandantes del MEM y las demandas de Exportación • Pagos que realicen los Generadores por uso de la capacidad de transporte y/o gas natural • Recursos obtenidos por la reventa de capacidad de transporte y/o gas natural • Aportes del Estado Nacional y otros

  46. RES SE N° 950/2004 • Cargo Tarifario • Lo determinará la SE considerando que el “Fondo Fiduciario” debe contar, como mínimo, con los fondos suficientes para hacer frente a las previsiones de pago a realizar en los siguientes 12 meses. • Garantías de Pago • Fondos acumulados en el “Fondo Fiduciario” • Los montos a integrar al “Fondo Fiduciario” serán considerados comprendidos en el inc. “e” del art. 4° de la RES SE N° 406/2004 (igual prioridad de pago que los costos operativos) • La SE instruirá a CAMMESA a que, actuando por cuenta y orden del Estado Nacional, intervenga en la contratación de transporte y adquisición de gas natural destinados a la generación de energía eléctrica.

  47. RES SE N° 181 y 512/2005 • Marco de referencia para el sector eléctrico • Riesgo de abastecimiento eléctrico ante requerimientos prolongados de uso de FO • Falta de incentivo para la compra de combustibles líquidos por parte de los generadores • Falta de FO para generación • RES SE N° 181/2005 - Compra de FO a PDVSA como recurso de última instancia - Provisión de FO a los generadores • RES SE N° 512/2005 – Prefinanciación de compras de FO

  48. RES SE N° 752/2005 • Marco de referencia para el sector eléctrico • Dependencia creciente del gas suministrado a través del procedimiento previsto en la RES SE N° 659

  49. 23/5/2005 RES SE N° 752/2005 Unbundling 1/8/2005 1/1/2006 Las Distribuidoras no podrán abastecer con gas contratado o suscribir nuevos contratos a los usuarios GU (firmes e interrumpibles), SGG y SGP con consumo mensual > 150.000 m3 Habilita la compra directa de gas en el PIST a Usuarios de las Distribuidoras a excepción de la categorías R y SGP con consumo mensual < 9.000 m3 (Ξ 60 kW) Las Distribuidoras no podrán abastecer con gas contratado o suscribir nuevos contratos a los usuarios SGP con consumo mensual > 9.000 m3 y GNC

  50. RES SE N° 752/2005 • Los volúmenes que se requieren por la Res.SE. N° 659 para generación eléctrica deberán ser registrados como demanda a término por el mecanismo de Ofertas Irrevocables, aunque no tengan transporte firme asociado, a partir del 1° de junio de 2005, para tener el derecho a recibir gas natural a través del mecanismo de Ofertas Irrevocables Estandarizadas o de Inyección Adicional • El gas recibido a través de este mecanismo, tendrá, a los efectos de la fijación de precios del MEM y MEMSP, el mismo tratamiento que el recibido hoy por aplicación de la Res.SE. N° 659/04. • Cuando se requiera autorización de transporte para movilizar gas natural para éste específico destino, la o las prestatarias de servicios de transporte de gas por redes involucradas, deberán autorizar el transporte interrumpible.