Organización y Precios del Subsector Eléctrico Argentino

Parte 1: Formación de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)

El MEM es donde se comercializa la energía en grandes bloques. CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.) es el Organismo Encargado del Despacho (OED), y su función es coordinar la operación para satisfacer la demanda al mínimo costo posible.

1.1. Conceptos Remunerados en el MEM

La tarifa eléctrica no solo paga por la energía consumida. Se compone de varios conceptos que remuneran distintas partes del sistema.

Concepto	Descripción Detallada	Actores
Energía	Costo del MWh efectivamente generado y consumido. Se valoriza distinto según el periodo: Punta (mayor costo), Valle (menor costo) y Resto.	Generadores
Potencia	Remunera la capacidad de generación disponible, independientemente de si se está generando o no. Asegura que haya suficientes "máquinas" listas para cubrir la demanda máxima.	Generadores
Servicios Auxiliares	Indispensables para la estabilidad y seguridad del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Incluyen regulación de frecuencia, tensión y reserva de potencia.	Generadores
Transporte	Remunera el uso de las redes de alta tensión. Incluye capacidad de líneas, costos de conexión, pérdidas y cánones por ampliaciones.	Transportistas (ej. TRANSENER)

1.2. Tipos de Costos Económicos

Tipo de Costo	Horizonte Temporal	Descripción	Ejemplos
Costos Variables	Corto Plazo	Asociados a la operación diaria. Fluctúan directamente con la energía generada.	Costo de combustibles (gas, fuel oil), fletes, costos de Operación y Mantenimiento (OyM).
Costos Fijos	Largo Plazo	Relacionados con la inversión y expansión. Representan el costo de nueva infraestructura.	Capacidad de generación, cargos por conexión, costos de transformación.

1.3. La Teoría de los Costos Marginales

Definición Clave: El Costo Marginal (CMg) es el costo de suministrar un Megavatio-hora (MWh) adicional al sistema. En la práctica, es el costo de producción de la última central (la más cara) convocada para cubrir la demanda de esa hora.

Factores que influyen en el Costo Marginal:

Hidrología: En sequía, se usa más generación térmica (cara), aumentando el CMg.
Costo de Combustibles: El precio del gas, fuel oil y gasoil impacta directamente.
Clima: Temperaturas extremas disparan la demanda y obligan a usar unidades más costosas.
Disponibilidad del Parque: Mantenimientos o fallas pueden sacar de servicio centrales eficientes.

1.4. El Despacho Económico por CAMMESA

CAMMESA realiza un despacho técnicamente seguro y económicamente óptimo, despachando las centrales en orden ascendente de sus Costos Variables de Producción (CVP).

Proceso de Programación del Despacho:

Programación Estacional (Largo Plazo): Planificación con meses de antelación (pronósticos de demanda, hidrología).
Programación Semanal (Mediano Plazo): Ajusta la estacional. Generadores informan disponibilidad y costos.
Programación Diaria y Despacho Horario (Corto Plazo): Para el día siguiente, hora por hora, se "apilan" las centrales de más barata a más cara.

¡Principio Clave! La última central que ingresa para satisfacer la demanda fija el precio que cobrarán TODAS las centrales que generaron en esa hora.

Ejemplo Práctico de Despacho y Costo Marginal (Demanda: 18.500 MW)

Orden	Tipo de Central	Pot. Disponible (MW)	Costo Variable ($/MWh$)	Demanda Acumulada (MW)
1	Hidráulica de Pasada	4.000	2	4.000
2	Nuclear	1.500	15	5.500
3	Hidráulica con Embalse	5.000	20	10.500
4	Ciclo Combinado (Gas)	6.000	50	16.500
5	Turbina de Vapor (Gas)	2.500	80	19.000
6	Turbina de Gas (Gasoil)	3.000	150	-

Análisis y Resultado:

Se despachan las centrales 1, 2 y 3, cubriendo 10.500 MW.
Se despacha la central 4 (Ciclo Combinado), cubriendo 6.000 MW adicionales (Total: 16.500 MW).
Faltan 2.000 MW. Se recurre a la central 5 (Turbina de Vapor) y se le pide que genere 2.000 MW.
Se cubren los 18.500 MW de demanda.

Resultado: La Turbina de Vapor fue la última en despachar. Por lo tanto, el Costo Marginal (CMg) se fija en $80 por MWh. TODAS las centrales (de la 1 a la 5) cobrarán $80 por cada MWh generado.

Curva de Demanda Típica y Generación

Curva de demanda y estratificación de la generación eléctrica

La base es cubierta por la generación más barata. Los picos de demanda requieren las centrales más costosas. (Haga clic para ampliar)

Parte 2: Organización del Sector Eléctrico en la Provincia de Buenos Aires

La Ley provincial 11.769, sancionada en 1996, adaptó la estructura del sector eléctrico bonaerense a la transformación del marco nacional.

2.1. Áreas de Concesión y Actores

Área de Concesión	Concesionario Provincial	N° de Cooperativas
Atlántica	EDEA S.A.	37
Norte	EDEN S.A.	115
Sur	EDES S.A.	43
Río de La Plata	EDELAP S.A.	5

2.2. Marco Regulatorio: La Ley 11.769

Esta ley es la columna vertebral del sistema eléctrico provincial. Sus acciones principales fueron:

Regulación de Actividades: Generación (interés general), Transporte y Distribución (Servicio Público).
Creación de Organismos: Define la Autoridad de Aplicación y crea el Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA).
Derechos y Obligaciones: Establece reglas para usuarios y prestadores.
Tarifas: Fija los criterios para su determinación.

2.3. La Jerarquía Regulatoria: Nación y Provincia

Secretaría de Energía de la Nación

Máxima autoridad a nivel nacional. Diseña y ejecuta la política energética.

Fija políticas de precios mayoristas y subsidios.
Supervisa a CAMMESA y al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).
Planifica la expansión del sistema nacional.
Dicta las resoluciones del MEM.

Autoridad de Aplicación Provincial

En Buenos Aires, es el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos.

Aplica la política energética en la provincia.
Aprueba las tarifas de distribución.
Otorga las concesiones provinciales.
Dicta reglamentos técnicos locales.

2.4. El Organismo de Control (OCEBA): Fiscalización Técnica y Económica

El Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA) es el ente autárquico que garantiza el cumplimiento de los Contratos de Concesión y la Ley 11.769, protegiendo los derechos de los usuarios y promoviendo la calidad y seguridad del servicio.

Funciones Estratégicas y Aplicación del OCEBA

Control Económico-Financiero: Fiscaliza que las distribuidoras (EDEN, EDES, EDEA, EDELAP, Cooperativas) apliquen correctamente los cuadros tarifarios aprobados y que las inversiones prometidas se ejecuten.
Evaluación de Calidad de Producto: Verifica que la tensión y frecuencia de la energía entregada se mantengan dentro de los rangos reglamentarios (ej. 50 Hz ±0.5% ). La mala calidad de producto puede dañar equipos de los usuarios.
Control de Calidad de Servicio: Es la función más visible. Utiliza los indicadores SAIFI y SAIDI para medir la frecuencia y duración de las interrupciones del servicio a nivel global y zonal.
Régimen de Sanciones: Aplica multas a las distribuidoras cuando los valores de SAIFI y SAIDI superan los límites de tolerancia fijados en los Contratos de Concesión, garantizando la indemnización a los usuarios afectados.

2.5. SAIDI y SAIFI: Indicadores de Calidad de Servicio

Estos indicadores técnicos son la base para evaluar el desempeño de las distribuidoras y aplicar las sanciones correspondientes. El límite máximo de interrupciones se define por contrato.

SAIFI: Frecuencia Promedio de Interrupción del Sistema (System Average Interruption Frequency Index)

                                Mide: El número promedio de veces que un usuario se interrumpió el servicio en un periodo (generalmente un año).
                            

$$\text{SAIFI} = \frac{\sum(\text{Número de Clientes Afectados por interrupción } i)}{\text{Total de Clientes Servidos}}$$

Un SAIFI de 4.5 significa que, en promedio, cada cliente experimentó 4 a 5 cortes de servicio durante el año.

SAIDI: Duración Promedio de Interrupción del Sistema (System Average Interruption Duration Index)

                                Mide: La duración total promedio de las interrupciones que un usuario experimentó en un periodo (expresado en horas).
                            

$$\text{SAIDI} = \frac{\sum(\text{Duración de la Interrupción } i \times \text{Número de Clientes Afectados por } i)}{\text{Total de Clientes Servidos}}$$

Un SAIDI de 12.3 horas significa que, en promedio, cada cliente estuvo un total de 12 horas y 18 minutos sin servicio durante el año.

2.6. Ejemplos Aplicables: Caso de Incumplimiento y Sanción

Escenario: Evaluación Anual de una Distribuidora

Parámetro	Límite Máximo Contractual (Target)	Resultado Real de la Distribuidora	Estado
Total Clientes	150.000
SAIFI (Frecuencia)	4.0 cortes/año	5.5 cortes/año	INCUMPLE
SAIDI (Duración)	10.0 horas/año	8.5 horas/año	CUMPLE

Caso de Cálculo de SAIDI y Aplicación de Sanción

Datos de la Interrupción (Evento Aislado):

Interrupción por 2 horas.
10.000 clientes afectados.

Aplicación de la Fórmula SAIDI (Contribución al Índice):

$$\text{Contribución SAIDI} = \frac{(\text{2 horas}) \times (\text{10.000 clientes})}{\text{150.000 clientes}} = \text{0.133 horas}$$

Cada cliente en la concesión sumó 0.133 horas de interrupción por este evento específico.

Conclusión del OCEBA:

Dado que el valor real de SAIFI (5.5) superó el límite contractual (4.0), el OCEBA inicia un proceso sancionatorio. La multa no solo es un castigo a la empresa, sino que parte de ese monto se destina a resarcir a los usuarios que sufrieron interrupciones por encima de la media tolerada, promoviendo la mejora continua de la red.

2.7. Agentes Clave del Mercado y sus Roles

Distribuidores

Compran energía al por mayor en el MEM para distribuirla y venderla al por menor a usuarios residenciales y pequeños comercios a una tarifa regulada. Su ganancia principal es el Valor Agregado de Distribución (VAD).

Grandes Usuarios (GU)

Consumidores con demanda elevada que pueden comprar su energía directamente en el MEM, pagando a la distribuidora solo un "peaje" por el uso de sus redes.

Tipo	Sigla	Demanda	Característica Principal
Gran Usuario Mayor	GUME	$\ge$ 1 MW (1000 kW)	Puede comprar energía directamente en el MEM, firmando contratos con generadores.
Gran Usuario Menor	GUMA	Entre 30 kW y 1 MW	Compra en el MEM, usualmente a través de una empresa Comercializadora.
Gran Usuario con Tarifa de Dist.	GUDI	$\ge$ 30 kW	Podría ser GUME o GUMA pero elige seguir siendo cliente de la distribuidora.

2.8. El Mercado Spot (PME): Precios Monómicos y Volatilidad

¿Qué es el Mercado Spot y el PME?

El Mercado Spot es el mercado de corto plazo donde se valúa la energía eléctrica hora a hora basándose en el Costo Marginal (CMg) determinado por el despacho económico de CAMMESA. El resultado es el Precio Monómico de la Energía (PME).

Es el precio de referencia: Refleja el costo real e instantáneo de generar el último MWh requerido.
Monómico: El precio es único para todos los agentes compradores y vendedores del MEM en esa hora, siguiendo la Teoría de Costos Marginales.
Componentes: Está compuesto principalmente por el costo del combustible (gas, fuel-oil) y los costos variables de operación de las centrales.

Funcionamiento: Volatilidad Extrema

El PME es inherentemente volátil porque está directamente ligado a variables operativas que cambian constantemente:

Precio Alto (Pico)

Alta demanda (calor o frío extremo).
Falla o indisponibilidad de centrales eficientes.
Baja hidrología (se usa más combustible).

Precio Bajo (Valle)

Madrugada o fin de semana (baja demanda).
Alta generación hidroeléctrica o eólica.
Abundancia de gas a bajo costo.

Aplicación y Gestión de Riesgo para GUME/GUMA

Para los Grandes Usuarios (GU), el Mercado Spot es el lugar donde liquidan su energía no contratada. La reglamentación del MEM exige que estos agentes cubran la mayor parte de su demanda con contratos a término (CAE) para mitigar el riesgo sistémico, pero permiten una exposición limitada al Spot para fomentar la competencia y la gestión activa.

GU	Límite de Exposición Spot (Compra al PME)	Riesgo Principal
GUME	Máximo 10% de su demanda.	Riesgo de Pico de Precio no cubierto.
GUMA	Máximo 50% de su demanda.	Riesgo de Alta Volatilidad por mayor exposición.

Conclusión Financiera:

La decisión de un GUME o GUMA de comprar el porcentaje permitido en el Spot (en lugar de contratarlo) es una apuesta de riesgo/recompensa. Si el PME es bajo, ahorran dinero. Si el PME se dispara (ej. por una ola de calor), asumen el costo total del pico.

Resumen Final

Precio de la Energía: En el mercado mayorista, el precio es marginalista. La última central (la más cara) en ser despachada para cubrir la demanda horaria fija el precio para todas las demás.
Jerarquía Regulatoria: La Secretaría de Energía de la Nación define la política nacional y las reglas del MEM. Las Autoridades Provinciales y entes como OCEBA regulan y controlan la distribución en su jurisdicción.
Agentes del Mercado: Los Distribuidores abastecen a la demanda cautiva (hogares, comercios). Los Grandes Usuarios (GUME y GUMA) pueden comprar su propia energía en el MEM.
Calidad y Seguridad: La calidad del servicio se mide con indicadores precisos (SAIFI y SAIDI) que permiten a OCEBA controlar, comparar y sancionar a las distribuidoras de manera objetiva.
Mercado Spot: Determina el Precio Monómico de la Energía (PME) hora a hora. Los Grandes Usuarios (GU) tienen un límite de exposición a este precio para gestionar el riesgo de la volatilidad del mercado de corto plazo.