Situación Actual del Sector

En el caso de la generación sin contratos, mediante las Resoluciones N° 19E/2017 de SEE (Secretaría de Energía Eléctrica) y 1/2019 de SRRYME (Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico), desde el 1 de febrero de 2017 hasta el 31 de enero de 2020, se estableció un esquema de remuneración en dólares estadounidenses, que contempló una remuneración por potencia y por energía no combustible, como también la eliminación de remuneraciones en forma de crédito. Cabe aclarar que desde el 1 de marzo de 2019, se aplicaron reducciones en la remuneración y se añadió un coeficiente de reducción a la remuneración por potencia, según el factor de utilización de la unidad.

Posteriormente, la Resolución N° 31/2020 de SE (Secretaría de Energía) trasladó todo el esquema remunerativo a moneda local a una tasa de cambio de AR$60/US$ con reducciones en la remuneración por potencia, efectivo a partir del 1 de febrero de 2020. Se añadió una remuneración adicional en las horas de alto requerimiento térmico y se estableció un factor de actualización a partir del segundo mes de aplicación, el cual contempla una fórmula compuesta en un 60% por IPC (Índice de Precios al Consumidor) y un 40% por IPIM (Índice de Precios Internos al por Mayor). Sin embargo, mediante la Nota SE NO-2020-24910606-APN-SE#MDP, la SE instruyó a CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) a posponer hasta nueva decisión la aplicación de dicho factor de actualización.

En relación a la gestión del combustible para usinas, se mantuvo vigente la centralización de la compra y entrega de los combustibles en CAMMESA hasta octubre de 2018, con excepción de generadores con contratos en Energía Plus. En noviembre de 2018, la Resolución N° 70/2018 de SGE (ex Secretaría de Gobierno de Energía) enmendó la Resolución SE N° 95/2013, facultando a agentes generadores, cogeneradores y autogeneradores del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) a adquirir los combustibles que necesiten para su generación, aplicándose en primer lugar para unidades bajo remuneración de la Resolución SEE N° 19E/2017, posteriormente ampliándose a las unidades bajo remuneración diferencial. El costo de generación con combustible propio se valorizaría de acuerdo al mecanismo de reconocimiento de los CVP (Costo Variable de Producción), normalizado por CAMMESA. Cabe aclarar que para aquellos agentes que “no hacían o no podían” hacer uso de dicha facultad, CAMMESA continuó con la gestión comercial y el despacho de combustibles. Sin embargo, mediante la Resolución N° 12/19 del MDP (Ministerio de Desarrollo Productivo), a partir del 30 de diciembre de 2019 se derogó la Resolución SGE N° 70/2018 y se restableció la gestión comercial y el suministro de combustible centralizados bajo CAMMESA, medida que no alcanza a los generadores con contratos en Energía Plus.

Por otro lado, en el marco de la emergencia del sector eléctrico nacional, el 22 de marzo de 2016 la SEE a través de la Resolución N° 21/16 convocó a interesados en ofertar nueva capacidad de generación térmica de energía eléctrica con compromiso de estar disponible en el MEM para el verano 2016/2017, el invierno 2017 y el verano 2017/2018. Asimismo, en línea con las medidas para incrementar la oferta de generación de energía eléctrica, con fecha 10 de mayo de 2017 la SEE dictó la Resolución N° 287/17, mediante la cual se abrió la licitación para proyectos de cogeneración y cierre de ciclos combinados sobre equipamiento ya existente.

Respecto de las energías renovables, en octubre de 2015 se promulgó la Ley 27.191 (reglamentada por el Decreto N° 531/16), que modifica la Ley N° 26.190 de fomento de uso de fuentes renovables de energía. Entre otras medidas, se estableció que para el 31 de diciembre de 2025 el 20% de la demanda total de energía en Argentina debe estar cubierta con fuentes renovables de energía.

• A través de la Resolución N° 71/16 del MEyM (ex Ministerio de Energía y Minería) se dispuso el inicio del proceso de convocatoria abierta RenovAr 1, continuando con RenovAr 1.5 (Resolución MEyM N° 252-E/16), RenovAr 2.0 (Resolución MEyM N° 275-E17) y MiniRen Ronda 3 (Resolución SGE N° 100/18)
• En agosto de 2017, a través de la Resolución MEyM 281-E/2017, se reglamentó el régimen del MAT ER (Mercado a Término de Energías Renovables), el cual tiene por objeto establecer las condiciones para que los grandes usuarios del MEM y los GUDI (Grandes Usuarios Distribuidoras) cumplan con su obligación de abastecimiento de su demanda a través de fuentes renovables mediante de la contratación individual en el MAT ER o por autogeneración de fuentes renovables
• Finalmente, el 27 de diciembre de 2017 se publicó la Ley N° 27.424, en la cual declara de interés nacional la generación distribuida de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables con destino al autoconsumo y a la inyección de eventuales excedentes de energía eléctrica a la red de distribución

Precio de la Energía Eléctrica

La autoridad energética ha continuado la política iniciada en el año 2003, mediante la cual la sanción del precio spot del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) se determina en base al CVP (Costo Variable de Producción) con gas natural de las unidades generadoras disponibles, aunque las mismas no estén generando con dicho combustible (Resolución Nº 240/03 de SE (ex Secretaría de Energía)). El costo adicional por el consumo de combustibles líquidos se traslada por fuera del precio de mercado sancionado, como sobrecosto transitorio de despacho. Asimismo, mediante la Resolución N° 25/18 de SGE (ex Secretaría de Gobierno de Energía) el MEM asume los costos del gas importado a partir del 1 de octubre de 2018.

En cuanto a la remuneración de la capacidad de generación vieja, hasta el 28 de febrero de 2019 rigió el régimen de remuneración de la Resolución N° 19/17 de SEE (Secretaría de Energía Eléctrica); entre el 1 de marzo de 2019 y 31 de enero de 2020 entró en vigencia el régimen remunerativo bajo la Resolución Nº 1/19 de SRRYME (Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico) y desde el 1 de febrero de 2020, rige la Resolución SE N° 31/20.

Hasta el mes de octubre de 2019, el precio spot promedio mensual de la energía sancionado fue de AR$480/MWh, precio máximo estipulado según la Disposición SEE N° 97/18. A partir del mes de noviembre de 2019, dicho precio pasó a AR$720/MWh, de acuerdo a la Disposición SEE N° 38/19.

Por otro lado, el siguiente gráfico muestra el costo promedio mensual que todos los usuarios del sistema eléctrico deberían pagar para que el mismo no sea deficitario. Dicho costo incluye, además del precio de la energía, el cargo por potencia, el costo de generación, combustibles como el gas natural, fuel oil y el gas oil, más otros conceptos menores.

Nota: Costo medio monómico mensual en US$/MWh. Fuente: CAMMESA.

Abastecimiento y Consumo de Combustibles

En lo que hace al suministro de combustibles para la generación de electricidad, durante el 2019 rigió la Resolución SGE N° 70/18 emitida en noviembre de 2018, la cual facultó a centrales térmicas a adquirir su propio combustible para la generación de energía eléctrica. Para aquellas que no ejercieron dicha facultad, CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) continuó con la gestión comercial y operativa del combustible. Para su instrumentación, se respetaron los precios máximos del gas natural en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) con destino a la generación de electricidad a ser comercializada en el MEM, establecidos mediante la Resolución N° 46/18 del MinEn (ex Ministerio de Energía) y las Notas SGE N° 66680075/18 y 07973690/19.

Asimismo, en el caso que el generador haya optado por abastecer su propio combustible para la generación y al momento de ser despachado no contara con el mismo, el cálculo de la disponibilidad de su potencia se reduce en un 50% de la disponibilidad real. Asimismo, pierde el orden en el despacho y en caso que el OED (Organismo Encargado de Despacho) le asigne combustible para su generación, solo se remunera la Energía Generada al 50% de los costos variables no combustibles aprobados.

Sin embargo, mediante la Resolución N° 12/19 del MDP (Ministerio de Desarrollo Productivo), el suministro de combustible nuevamente quedó centralizado en CAMMESA a partir del 30 de diciembre de 2019 (exceptuada la provisión de combustibles para los generadores bajo Energía Plus).

Con respecto al consumo de combustibles, en el ejercicio 2019 se continuó la contratación de GNL (gas natural licuado) y su regasificación, y gas natural proveniente de la República de Bolivia. Sin embargo, la oferta de gas natural continuó siendo insuficiente para atender las necesidades de generación de energía eléctrica y por ello se siguió recurriendo al consumo de combustibles líquidos (fuel oil y gas oil) en generación de electricidad para abastecer la demanda, aunque en volúmenes significativamente menores a los consumidos en el 2018.

El consumo de gas natural para generación eléctrica durante 2019 registró una disminución del 5% en relación al consumo del año anterior (17,2 millones de dam³ (decámetros cúbicos)). El consumo de fuel oil fue un 67% inferior al registrado en 2018, totalizando 0,2 millones de ton. Asimismo, el consumo de gas oil y carbón mineral también disminuyeron un 54% y 66%, respectivamente, en relación al registrado en el año 2018.

CAMMESA

La creación del Mercado Eléctrico Mayorista («MEM») hizo necesaria la creación de una entidad encargada de la gestión del MEM y el envío de la electricidad al Sistema Argentino de Interconexión («SADI»). Estas funciones fueron confiadas a CAMMESA («Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista»), una empresa privada creada para este propósito.

CAMMESA está a cargo de:

• el envío de electricidad al SADI, maximizando la seguridad del SADI y la calidad de la electricidad suministrada y la minimización de los precios al por mayor en el mercado al contado;
• planificar las necesidades de capacidad de energía y optimizar el uso de energía de acuerdo a las reglas establecidas por la Ex Secretaría de Energía («SE»);
• el control de la operación del mercado a término y administrar el despacho técnico de energía eléctrica en los acuerdos celebrados en ese mercado;
• actuar como agente de los distintos agentes del MEM y desempeñar las funciones que tiene asignadas en el sector eléctrico, incluyendo la facturación y cobro de los pagos para las transacciones entre agentes del MEM (previa aprobación de la Resolución SE N º 95/2013, esta se limitó a los contratos entonces en vigor y, a partir de entonces, a los contratos celebrados bajo el Programa de Energía Plus, posteriormente adicionándose los contratos celebrados bajo el Mercado a Término de Energías Renovables (“MAT ER”) de acuerdo a la Resolución N° 281/2017 del ex Ministerio de Energía y Minería);
• la compra y/o venta de energía eléctrica en el extranjero mediante la realización de las operaciones de importación / exportación pertinentes;
• la compra y administración de combustibles para los generadores aplicables del MEM;y
• proporcionar consultoría y otros servicios relacionados.

Cinco grupos de entidades poseen cada una el 20% del capital social de CAMMESA. Los cinco grupos son el Estado Nacional y las asociaciones que representan a las empresas de generación, transmisión, distribución y a los grandes usuarios.

CAMMESA es administrado por un directorio formado por representantes de sus accionistas. El directorio de CAMMESA se compone por diez directores titulares y diez directores suplentes. Cada una de las asociaciones que representan a las empresas de generación, transmisión, distribución y a los grandes usuarios tienen derecho a designar a dos directores titulares y dos directores suplentes de CAMMESA. Los otros directores de CAMMESA son de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, quien designa al presidente del directorio en virtud de la delegación del Estado Nacional, y un miembro independiente, que actúa como vicepresidente. Las decisiones adoptadas por el directorio requieren el voto favorable del presidente del directorio. Los costos operativos de CAMMESA se financian a través de contribuciones obligatorias de los agentes del MEM.

Generación

Los generadores son empresas que explotan plantas de generación de electricidad que venden su producción ya sea en forma parcial o total a través del SADI. Los generadores están sujetos a la programación y a las normas de despacho dadas por las resoluciones. Generadores privados pueden acceder a contratos directos con distribuidores o con grandes usuarios. Sin embargo esta posibilidad fue suspendida por la Resolución SE N° 95/2013, limitándose a los contratos celebrados bajo el Programa de Energía Plus, posteriormente adicionándose los contratos celebrados bajo el MAT ER de acuerdo a la Resolución N° 281/2017 del ex Ministerio de Energía y Minería.

Al 31 de diciembre de 2019, la capacidad instalada de Argentina reportada por CAMMESA fue de 39.704 MW (+1.166 MW respecto al año 2018), compuesta por 61,8% térmica, 27,2% hidroeléctrica, 6,5% renovable y 4,4% nuclear. Este incremento responde principalmente a las habilitaciones comerciales de unidades renovables bajo los programas RenovAr y MAT ER por 1.120 MW, los cuales incluyen PEPE II y PEPE III (106 MW). En el plano térmico se habilitaron 503 MW, principalmente correspondientes a la Resolución (Res.) N° 287/17 del ex Ministerio de Energía y Minería (MEyM), de los cuales se destaca la primera fase del proyecto de expansión Genelba Plus (207 MW)⁽¹⁾.

Asimismo, durante el año 2019 se registró una disminución del 5% en la energía generada, con volúmenes de 130.838 GWh y 137.199 GWh para los años 2019 y 2018, respectivamente, principalmente debido a la caída de la actividad económica.

• La generación térmica continuó siendo el principal recurso para abastecer la demanda, tanto con gas natural como con combustibles líquidos (gas oil (GO) y fuel oil (FO)) y carbón mineral, aportando un volumen de energía de 80.138 GWh (61%), seguido por el parque hidroeléctrico que contribuyó 34.961 GWh neto de bombeo (27%), el nuclear con 7.927 GWh (6%) y la generación renovable con 7.812 GWh (6%). Asimismo, se registraron importaciones por 2.746 GWh (superiores a los 344 GWh registrados en el 2018), exportaciones por 261 GWh (7% inferior al 2018) y pérdidas por 4.443 GWh (4% superiores al 2018).
• La generación hidroeléctrica neta de bombeo y térmica disminuyeron sus volúmenes de aporte respecto a las registradas en el año 2018 en 12% y 9%, respectivamente, principalmente por la menor demanda eléctrica y el ingreso de energía renovables. Dichas disminuciones fueron parcialmente compensadas por el aumento en la generación nuclear y renovable en un 23% y 133% comparado con el año 2018, respectivamente, principalmente debido a las habilitaciones comerciales bajo los programas RenovAr y MAT ER, y a la puesta en marcha del reacondicionamiento de la Central Nuclear Embalse.

Nota: ⁽¹⁾ La segunda fase de este proyecto se habilitó el 2 de julio de 2020, culminando con la expansión por un total de 400 MW.

La siguiente tabla muestra la evolución de generación eléctrica por tipo de generación (térmica, hidroeléctrica, nuclear y renovable) en GWh:

Transporte

Las empresas transportistas tienen una concesión para transportar energía eléctrica desde el punto de suministro mayorista de dicha energía hasta los Distribuidores. La actividad de transporte en la Argentina está subdividida en dos sistemas: el Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de Alta Tensión («STAT»), que opera a 500 kV y transporta energía eléctrica entre regiones, y el sistema de distribución troncal («STDT»), que opera a 132/220 kV y conecta generadores, distribuidores y grandes usuarios dentro de la misma región. Transener es la única compañía a cargo del SEAT, y existen seis compañías regionales dentro del STDT (Transcomahue, Transnoa, Transnea, Transpa, Transba y Distrocuyo). Además de estas compañías, existen compañías transportistas independientes que operan en virtud de una licencia técnica otorgada por las compañías del STAT o del STDT.

Los servicios de transporte y distribución se llevan a cabo a través de concesiones, que se asignan periódicamente en base a procesos licitatorios. Las empresas de transporte tienen a su cargo la operación y el mantenimiento de sus redes, pero no son responsables de la expansión del sistema. Las concesiones de transporte operan de conformidad con estándares técnicos, de seguridad y confiabilidad establecidos por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad («ENRE»). Se aplican multas cuando la empresa concesionaria de transporte no cumple con estos criterios, especialmente aquellos relativos a cortes de suministro y tiempo de inutilización de la red de suministro. Las empresas generadoras sólo pueden construir líneas para conectarse a la red de suministro, o directamente a los clientes. Los usuarios pagan por la nueva capacidad de transporte contratada por los mismos o en su nombre. El ENRE debe llevar a cabo un proceso de audiencia pública para estos proyectos, y luego emitir un «Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública». Las redes de transporte o distribución conectadas a un sistema integrado deben brindar acceso abierto a terceros en virtud de un sistema regulado de tarifas a menos que exista una restricción de capacidad.

Distribución

Los distribuidores son empresas que poseen una concesión para distribuir energía eléctrica a los consumidores, con el deber principal de suministrar toda la demanda de electricidad en su área de concesión exclusiva, a un precio (tarifa) y en virtud de condiciones establecidas en la normativa. Los contratos de concesión incluyen multas en caso de falta de suministro. Las tres compañías de distribución que se desprendieron de SEGBA (Edenor, Edesur y Edelap) representan más del 40% del mercado de energía eléctrica en la Argentina. Sólo unas pocas compañías de distribución (Empresa Provincial de Energía de Córdoba, Empresa de Energía de Santa Fe, Energía de Misiones, etc.) permanecen en manos de gobiernos provinciales y cooperativas. Edelap fue transferida a la jurisdicción de la Provincia de Buenos Aires. Asimismo, en marzo de 2019 el Estado Nacional acordó con la provincia de Buenos Aires y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires para la transferencia de Edenor y Edesur, aún pendiente de completarse.

Cada distribuidor suministra electricidad y opera la red de distribución de una zona geográfica concreta en virtud de una concesión. En cada concesión se establece, entre otras cosas, el área de concesión, la calidad del servicio requerido, las tarifas que pagan los consumidores y el alcance de la obligación para satisfacer la demanda. El ENRE supervisa el cumplimiento de los distribuidores a nivel federal, y proporciona un mecanismo de audiencias públicas en las que las quejas contra los distribuidores pueden ser escuchadas y resueltas. A su vez, los organismos reguladores provinciales controlan el cumplimiento de distribuidores locales con sus respectivas concesiones y con los marcos normativos locales.

El ENRE y las autoridades provinciales controlan los contratos de concesión y los términos de prestación de los servicios públicos en las provincias. Muchos gobiernos provinciales que han lanzado reformas en el sector eléctrico han seguido los términos y condiciones de la concesión general utilizada para la distribución de servicios públicos en el ámbito nacional.

Grandes Usuarios

El mercado mayorista de electricidad clasifica los grandes usuarios de energía en tres categorías: (1) Grandes Usuarios Mayores («GUMAs»), (2) Grandes Usuarios Menores («GUMEs») y (3) Grandes Usuarios Particulares («GUPAs»).

Cada una de estas categorías de usuarios tiene diferentes necesidades en lo que respecta a las compras de su demanda de energía. Por ejemplo, GUMAs están obligados a comprar el 50% de su demanda a través de contratos de suministro y el resto en el Mercado Spot, mientras que GUMEs y GUPAs están obligados a comprar la totalidad de su demanda a través de contratos de suministro.

Los grandes usuarios del MEM participan de la dirección de CAMMESA eligiendo dos directores titulares y dos suplentes a través de la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina («AGUEERA»).

Las transacciones entre los diferentes participantes de la industria de la electricidad se llevan a cabo a través del Mercado Eéctrico Mayorista, o de MEM, organizado conjuntamente con el proceso de privatización como un mercado competitivo en el que los generadores, distribuidores y determinados grandes usuarios de electricidad pueden comprar y vender electricidad a precios determinados por la oferta y la demanda, y se les permite entrar en los contratos de suministro de electricidad a largo plazo. El MEM consiste en:

• un mercado a término en donde las cantidades, los precios y las condiciones contractuales son acordadas directamente entre vendedores y compradores (después de la promulgación de la Resolución N° 95/2013 de la ex Secretaría de Energía («SE»), este mercado se limitó al mercado de Energía Plus, posteriormente adicionándose el Mercado a Término de Energías Renovables, conocido como MAT ER, mediante la Resolución N° 281/2017 del ex Ministerio de Energía y Minería (“MEyM”));
• un mercado spot, donde los precios son establecidos por hora en función del costo económico de producción; y
• un sistema estabilizado de precios al contado a través de precios estacionales, establecidos semestralmente y diseñado para mitigar la volatilidad de los precios al contado para la compra de energía eléctrica por los distribuidores.

La siguiente tabla muestra las relaciones entre los diversos actores del MEM:

El primer suministro público de electricidad en la Argentina, destinado al alumbrado público de Buenos Aires, se llevó a cabo en 1887. El Gobierno Nacional comenzó a participar en el sector eléctrico en 1946 con la creación de la Dirección General de Centrales Eléctricas del Estado, un organismo establecido para construir y operar centrales generadoras de energía eléctrica. En 1947, el Gobierno Nacional creó Agua y Energía Eléctrica S.A. («AyEE»), para desarrollar un sistema de generación, transporte y distribución de energía hidroeléctrica para la Argentina.

En 1961, el Gobierno Nacional adjudicó una concesión a Compañía Ítalo Argentina de Electricidad («CIADE») para la distribución de electricidad en parte de la Ciudad de Buenos Aires. En 1962, el Gobierno Nacional otorgó una concesión anteriormente en manos de Compañía Argentina de Electricidad («CADE») a Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires («SEGBA») para la generación y distribución de electricidad en parte de Buenos Aires. En 1967, el Gobierno Nacional otorgó una concesión a Hidroeléctrica Norpatagónica S.A. (“Hidronor”) para la construcción y operación de una serie de plantas de generación hidroeléctrica. En 1978, CIADE transfirió la totalidad de sus activos al Gobierno Nacional, en virtud de lo cual pasó a ser una empresa de propiedad y operación estatal.

Hacia 1990, prácticamente toda la industria de suministro eléctrico de la Argentina estaba controlada por el sector público (97% de la generación total). El Gobierno Nacional había asumido la responsabilidad de regular la industria a nivel nacional y controlaba las empresas nacionales de electricidad AyEE, SEGBA e Hidronor. El Gobierno Nacional representaba, asimismo, los intereses argentinos en las centrales generadoras que se desarrollaban u operaban en conjunto con Uruguay, Paraguay y Brasil. Además, diversas provincias argentinas operaban sus propias empresas de electricidad. La administración ineficiente y el inadecuado nivel de inversiones en bienes de capital, imperantes bajo el control de los gobiernos nacional y provincial, fueron en gran medida responsables del deterioro de los equipos físicos, la disminución de la calidad del servicio y la proliferación de pérdidas financieras en ese período.

En 1991, como parte del plan económico inaugurado por el ex Presidente Carlos Menem, el Gobierno Nacional encaró un amplio proceso de privatización de las principales industrias estatales, incluyendo los sectores de generación, transporte y distribución de electricidad. En enero de 1992, el Congreso de la Nación aprobó el Marco Regulatorio Eléctrico bajo la Ley N° 24.065 (suplemento a la Ley N° 15.336 de Energía Eléctrica y su Orden Administrativa N° 1.398/92), que estableció los lineamientos para la reestructuración y privatización del sector eléctrico. El objetivo de la ley fue el de modernizar el sector eléctrico promoviendo la eficiencia, competencia, mejora en la calidad de servicio y promoción de la inversión privada.

Reestructuró y reorganizó el sector, y dispuso la privatización de prácticamente todos los servicios que realizaban las empresas estatales argentinas. La Ley estableció las bases para la creación del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) y otras autoridades del sector, la administración del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), la fijación de precios en el mercado spot, determinación de tarifas en negocios regulados y la evaluación de activos a ser privatizados. Esta Ley también tuvo un profundo impacto a nivel provincial, en tanto que virtualmente todas las provincias siguieron los lineamientos regulatorios e institucionales determinados por la Ley. Finalmente, dicha ley, que continúa brindando el marco para la regulación del sector eléctrico desde su privatización, diferenció la generación, el transporte y la distribución de electricidad como actividades comerciales distintas y determinó la normativa aplicable a cada una de dichas actividades.

Bajo la Ley N° 24.065, los servicios de transmisión y distribución de electricidad son considerados servicios públicos y definidos como monopolios naturales. Dichas actividades se encuentran completamente reguladas por el Gobierno y requieren de una concesión. Si bien los contratos de concesión para con los distribuidores no imponen parámetros de inversión específicos, los distribuidores deben conectar todo nuevo cliente que así lo requiera, afrontando de esta manera todo incremento en la demanda. La expansión del sistema de transporte existente por sus respectivos concesionarios no se encuentra restringida. Por el contrario, el segmento de generación eléctrica, si bien regulado por el Gobierno, no es considerado monopólico y se encuentra sujeto a libre competencia de nuevos participantes en el mercado. La operación de centrales hidroeléctricas requiere de una concesión por parte del Gobierno. Nuevos proyectos de generación no requieren de una concesión pero deben ser registrados ante la Ex Secretaría de Energía (“SE”).

Muchos de los gobiernos provinciales, siguiendo el esquema de privatización del sector, establecieron sus propios entes reguladores a nivel provincial, políticamente y financieramente independientes. La distribución local en las provincias (exceptuando a la Ciudad de Buenos Aires y algunas zonas de la provincia de Buenos Aires que pertenecían al SEGBA y hoy son atendidos por Edenor y Edesur) está regulada por cada provincia. Anteriormente, los propios servicios públicos habían desempeñado un papel importante en la toma de las políticas del sector y el establecimiento de las tarifas de las provincias.

A fines de 2001 y principios de 2002, la Argentina experimentó una crisis sin precedentes que prácticamente paralizó la economía del país durante la mayor parte de 2002 y originó cambios radicales en las políticas gubernamentales. La crisis y las políticas del Gobierno durante este período afectaron seriamente al sector eléctrico. De conformidad con la Ley de Emergencia Económica, entre otras medidas, el Gobierno Argentino:

• Convirtió las tarifas de electricidad de su valor original en dólares estadounidenses a pesos a un tipo de cambio de AR$ 1 por cada dólar estadounidense;
• Congeló todos los márgenes de distribución y transmisión regulados, revocó todas las disposiciones relativas a ajustes de precio y los mecanismos de indexación por inflación de las concesiones de las empresas de servicios públicos (incluyendo los servicios de distribución y transmisión de electricidad), y facultó al Poder Ejecutivo a realizar una renegociación de los contratos de las empresas de servicios públicos (incluyendo las concesiones relativas a la energía eléctrica) y de las tarifas correspondientes a tales servicios; y
• Determinó que la fijación del precio spot de la electricidad en el MEM sea calculado sobre la base del precio del gas natural (también regulado por el Gobierno Argentino), independientemente del combustible utilizado para la generación de dicha electricidad, aún en el escenario de falta de disponibilidad de gas natural.

Estas medidas generaron un importante déficit estructural en la operación del MEM que, combinadas con la devaluación del peso y los altos índices de inflación, tuvieron un efecto grave sobre el sector eléctrico argentino, en tanto las compañías experimentaron una caída de sus ingresos en términos reales y un deterioro de su desempeño operativo y situación patrimonial. Durante el régimen de Convertibilidad la mayoría de las empresas de servicios públicos también habían contraído importantes deudas en moneda extranjera. Tras la eliminación del régimen de Convertibilidad y la resultante devaluación del peso, la carga del servicio de deuda de estas empresas se incrementó significativamente, lo cual, junto con el congelamiento de los márgenes y la conversión de las tarifas de dólares estadounidenses a pesos, llevó a muchas empresas de servicios públicos a suspender los pagos de sus deudas en moneda extranjera en 2002. Esta situación ocasionó que numerosas empresas generadoras, de transporte y distribuidoras de electricidad de Argentina pospusieran nuevas inversiones en sus redes. Por tal motivo, los participantes del mercado eléctrico argentino, en particular los generadores, están operando prácticamente a capacidad plena, lo que podría dar por resultado un suministro insuficiente para satisfacer la creciente demanda de energía en el ámbito nacional. Adicionalmente, la crisis económica y las medidas de emergencia resultantes tuvieron un efecto adverso y significativo sobre otros sectores energéticos, incluyendo las empresas petroleras y gasíferas, lo que ha originado una reducción significativa del suministro de gas natural a las empresas generadoras que emplean este combustible en sus actividades de generación.

En diciembre de 2004, el Gobierno Nacional dictó nuevas normas destinadas a abastecer el crecimiento de la demanda de electricidad, incluyendo la construcción de dos nuevos generadores de ciclo combinado de 800 MW cada uno. Los generadores comenzaron las operaciones a 100% de su capacidad durante la primera mitad de 2010. Los costos de construcción se financian principalmente con los ingresos netos de las empresas generadoras por las ventas de energía en el mercado spot depositados en el Fondo de Inversiones Necesarias que Permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista (“FONINVEMEM”).

La construcción de estos nuevos generadores refleja una tendencia reciente por el Gobierno Nacional a tomar un papel más activo en la promoción de las inversiones en energía en la Argentina. Un ejemplo de esto es la creación de Energía Argentina SA (“ENARSA”) (Ley N° 25.943), actualmente Integración Energética Argentina S.A. (“IEASA”), con el propósito de desarrollar casi todas las actividades en el sector de la energía, desde la exploración y explotación de hidrocarburos, el transporte y distribución de gas natural, a la generación, transmisión y distribución de energía. Además de estos proyectos, en abril de 2006 el Congreso de la Nación sancionó una ley que autoriza al Poder Ejecutivo a crear un fondo especial para financiar mejoras de infraestructura en el sector energético argentino en los segmentos de generación, distribución y transmisión de gas natural, propano y la electricidad. El fondo especial se financiaría a través de cargos específicos transmitidos a los clientes como un detalle en sus facturas de energía.

Por último, en septiembre de 2006 el Gobierno Argentino, en un esfuerzo por responder al aumento sostenido de la demanda de energía eléctrica como resultado de la recuperación económica posterior a la crisis, adoptó nuevas medidas tendientes a garantizar que la energía disponible en el mercado sea utilizada primariamente para atender a clientes residenciales y a comercios e industrias cuya demanda sea igual o inferior a 300 kW y que carezcan de fuentes alternativas de suministro. Adicionalmente, estas medidas pretenden incentivar el incremento de capacidad de generación permitiendo a las generadoras vender nueva energía bajo el servicio de Energía Plus.

Continuando con la tendencia de fomentar la instalación de nueva generación, la SE por medio de su Resolución N° 220/2007 y sus posteriores modificaciones, permitió a CAMMESA (“Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista”) ejecutar acuerdos de suministro en el MEM con agentes generadores del MEM. Los valores a pagar por CAMMESA en consideración por la capacidad y la energía suministrada por el generador deben ser aprobados por la SE. El generador deberá garantizar cierta disponibilidad de las unidades de generación (establecido como un porcentaje), de no alcanzarlo, se aplican sanciones.

En 2008, la SE le permitió a CAMMESA ejecutar acuerdos de suministro en el MEM con generadores cuya intención es ejecutar planes para reparar y / o potenciar sus equipos de generación, con un costo que excede en un 50% los ingresos que esperarían recibir de las ventas en mercado spot.

Desde 2013, la SE introdujo cambios sustanciales en la estructura y el funcionamiento del MEM a través de la Resolución N° 95/2013 y sus modificatorias, estableciendo un esquema de remuneración diferente en pesos argentinos (pagaderos en efectivo y en créditos) para todo el sector de generación, con excepción de ciertas centrales y electricidad comprendida en contratos regulados por la SE bajo remuneración diferencial.