El Sector Eléctrico de Argentina

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 (Resolución N° 1281/06 de SE (ex Secretaría de Energía)).

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.

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:

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 MEyM (ex Ministerio de Energía y Minería).

Al 31 de diciembre de 2022, la capacidad instalada de Argentina reportada por CAMMESA fue de 42.927 MW (-62,2 MW respecto al año 2021), compuesta por 58,9% térmica, 25,2% hidroeléctrica, 11,8% renovable y 4,1% nuclear. Esta caída responde principalmente a la recategorización de La Plata Cogeneración (TG) de agente autogenerador (-128,0 MW) y la finalización de contratos con motores diésel (-14,4 MW), principalmente compensadas por las habilitaciones comerciales de unidades renovables bajo los programas RenovAr y MAT ER (+70,8 MW), que incluye 18 MW de PEPE IV, y rectificación de potencias (+9,4MW⁽¹⁾).

Asimismo, la generación de energía registró una caída del 2% en 2022, con volúmenes de 137.932 GWh y 141.261 GWh para los años 2022 y 2021, respectivamente, principalmente debido a menor despacho térmico y nuclear, producto de la menor disponibilidad en el parque. A diferencia del 2021, donde se registraron exportaciones netas de electricidad, en 2022 el SADI fue importador neto de energía.

• 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 81.746 GWh (59%), seguido por el parque hidroeléctrico que contribuyó 29.377 GWh neto de bombeo (21%), generación renovable con 19.340 GWh (14%) y nuclear con 7.469 GWh (5%). Asimismo, se registraron importaciones por 6.310 GWh (vs. 819 GWh del 2021), exportaciones por 31 GWh (vs. 3.850 GWh del 2021) y pérdidas por 5.455 GWh (+25% vs. 2021).
• La menor generación térmica (-8.329 GWh) y nuclear (-2.701 GWh) vs. 2021 fue compensada por mayor generación hidroeléctrica neta de bombeo (+5.797 GWh, principalmente por mayores caudales en Yacyretá y Salto Grande) y contribución de energía renovable (+1.904 GWh).

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

Nota: ⁽¹⁾ Compuesto por hidráulica renovable (+12,0 MW), motores diésel (+0,7 MW) y Central Térmica (-3,3 MW)

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.

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»).

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 sobre la base del 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 la 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, el MEM asume los costos del gas natural y su transporte regulado, además de los costos asociados en caso de importación (Resoluciones N° 25/18 de la SGE (ex Secretaría de Gobierno de Energía) y SE N° 354/20).

A partir del mes de agosto de 2021, el precio spot máximo de la energía sancionado fue de AR$930/MWh (Resolución N° 748/19 de la SEE (Subsecretaría de Energía Eléctrica)), posteriormente actualizado a AR$1.682/MWh a partir del mes de noviembre de 2022 (Resolución SE N° 719/21). No obstante, 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, gas oil y carbón mineral más otros conceptos menores.

Nota: Costo medio monómico mensual en US$/MWh. Fuente: CAMMESA, convertido a dólares al tipo de cambio oficial.

Abastecimiento y consumo de combustibles

En lo que hace al suministro de combustibles para usinas, a partir del 30 de diciembre de 2019, por la Resolución N° 12/19 del MDP (Ministerio de Desarrollo Productivo), la gestión comercial y provisión de combustible quedaron nuevamente centralizadas en CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico), excepto para los generadores con contratos en Energía Plus (Resolución SE N° 1281/06) y bajo la Resolución SEE N° 287/17. Asimismo, para dichos generadores exceptuados, se estableció un esquema de cesión operativa opcional del gas natural y su transporte a CAMMESA desde enero de 2021, a raíz de la implementación del Plan Gas.Ar (Resolución SE N° 354/20). Pampa se adhirió a dicho esquema. Adicionalmente, este nuevo esquema fijó un nuevo orden de despacho térmico centralizado en CAMMESA, priorizando las unidades suministradas con el gas importado de Bolivia en condición take or pay, seguido de aquellas provistas por Plan Gas.Ar y por último, aquellas con gas cedido a CAMMESA.

Con respecto al consumo de combustibles, en 2022 se alcanzó 50,7 millones de m³/día de gas equivalente, siendo 7% inferior al 2021. El uso de gas natural para usinas en 2022 fue de 38,9 millones de m³/día (-13% vs. 2021), siendo 88% gas local y 12% gas importado. Sin embargo, para atender las mayores demandas de energía térmica, se recurrió al consumo de combustibles alternativos (fuel oil, gas oil y carbón mineral), en volúmenes significativamente mayores al 2021, especialmente durante el invierno. El fuel oil y el gas oil crecieron 49% y 20% a 3,6 millones y 6,8 millones de m³/día de gas equivalente, respectivamente, mientras que el carbón mineral cayó 10% a 1,4 millones de m³/día de gas equivalente.

A continuación, se resume los principales cambios en la remuneración de la energía base durante el 2022:

• Hasta el 31 de enero estuvieron vigentes los precios de febrero de 2021 (Resolución SE (Secretaría de Energía) N° 440/21) junto con la remuneración adicional transitoria (Resolución SE N° 1037/21) que se creó en septiembre de 2021. En abril de 2022, los precios aumentaron un 30% retroactivo a febrero y 10% en junio de 2022, y eliminó desde febrero la remuneración adicional transitoria (Resolución SE N° 238/22).
• En diciembre de 2022, la Resolución SE N° 826/22 incrementó 20% retroactivo a septiembre y 10% en diciembre de 2022, y dispuso también los ajustes para el 2023: 25% en febrero y 28% en agosto. Asimismo, desde noviembre reemplaza la remuneración de la potencia en HMRT (horas de máximo requerimiento térmico) por la energía generada en horas de punta.

Generadores térmicos

Estaba compuesta por una remuneración fija por potencia disponible mensual, pudiendo ser con o sin DIGO (Disponibilidad Garantizada Ofrecida), remuneración variable por la energía generada y la energía operada, y remuneración mensual adicional por la potencia media efectivamente entregada en las HMRT (horas de máximo requerimiento térmico) de cada mes.

Los precios por potencia para generadores que no declaren DIGO, en AR$/MW-mes, son:

Los precios por potencia para generadores que sí declaren DIGO, en AR$/MW-mes, son:

Si la disponibilidad real superaba DIGO, el exceso era remunerado a precio sin DIGO; caso contrario, el total se remuneraba al máximo entre precio sin DIGO y precio con DIGO multiplicado por el cociente entre disponibilidad real y DIGO.

Hasta febrero, indistintamente si el agente declare DIGO o no, se aplicaron los siguientes cálculos a los precios por potencia según el factor de uso⁽¹⁾ (despacho en el año móvil previo al mes en cálculo):

Los precios de la energía generada, según el combustible, en AR$/MWh, son:

El precio por la energía operada se fijó en AR$108/MWh hasta enero de 2022, subiendo a AR$140/MWh en febrero y a AR$154/MWh en junio, independientemente del tipo de combustible.

La remuneración mensual por la potencia media efectivamente entregada en las primeras y segundas 25 HMRT de cada mes se fijó en AR$48.375/MW-HMRT hasta enero de 2022, subiendo a AR$62.888/MW-HMRT en febrero y a AR$69.176/MW-HMRT en junio, aplicándose los siguientes factores:

Generadores hídricos

Se componía de una remuneración fija por potencia disponible mensual, una remuneración variable por la energía generada y la energía operada, y una remuneración mensual por la potencia media operada disponible en las HMRT de cada mes. Asimismo, se estableció el factor de 1,05 sobre la potencia para compensar la incidencia de mantenimientos programados, y el factor de 1,20 para las unidades a cargo del mantenimiento de estructuras de control en el curso del río sin una central asociada.

El siguiente cuadro muestra los precios de la potencia, en AR$/MW-mes:

El precio por la energía generada se fijó en AR$271/MWh hasta enero de 2022, subiendo a AR$352/MWh en febrero y a AR$388/MWh en junio, mientras que el precio por la energía operada se fijó en AR$108/MWh hasta enero, subiendo a AR$140/MWh en febrero y a AR$154/MWh en junio.

Para la remuneración adicional se aplican los siguientes precios por la potencia media operada disponible en las HMRT de cada mes, en AR$/MW-HMRT:

Asimismo, se aplican los siguientes factores a la remuneración adicional, según el período:

Generadores de fuente no convencional

La remuneración para la energía generada de cualquier fuente no convencional se fijó en AR$2.167/MWh hasta enero de 2022, subiendo a AR$2.817/MWh en febrero y a AR$3.099/MWh en junio. Este se reducía en un 50% para la energía generada antes de la habilitación comercial.

Remuneración adicional transitoria

Hasta el 31 de enero de 2022 estuvo vigente la remuneración adicional transitoria de la Resolución SE N° 1037/21, por la que se creó una cuenta de exportaciones en el fondo de estabilización del MEM, donde se acumulaban los ingresos netos provenientes de las operaciones de exportación de energía eléctrica realizadas por CAMMESA para el financiamiento de obras de infraestructura energética.

Asimismo, se había establecido un reconocimiento adicional y transitorio a los generadores bajo el esquema de energía base (con excepción de las hidráulicas binacionales, Nota NO-2021-108163338-APN-SE#ME). CAMMESA debía abonar el 100% de la remuneración por potencia, además de un monto adicional equivalente a AR$1.000/MWh por la energía exportada por CAMMESA, a distribuirse entre los generadores alcanzados en forma proporcional a la energía generada mensualmente.

Generadores térmicos

Se compone de remuneración fija por potencia disponible mensual, pudiendo ser con o sin DIGO, y remuneración variable por la energía generada, operada, y la generada en horas de punta⁽¹⁾ de cada mes.

Los precios por potencia para generadores que no declaren DIGO, en AR$/MW-mes, son:

Generadores de fuente no convencional

La remuneración para la energía generada de cualquier fuente no convencional se fijó en: AR$3.719/MWh (sep-22), AR$4.090/MWh (dic-22), AR$5.113/MWh (feb-23) y AR$6.545/MWh (ago-23). Este se reduce en un 50% para la energía generada antes de la habilitación comercial.

Generadores hídricos

Se compone de remuneración fija por potencia disponible mensual y remuneración variable por la energía generada, operada, y la generada en horas de punta. Asimismo, se mantiene el factor de 1,05 sobre la potencia para compensar la incidencia de mantenimientos programados, y el factor de 1,20 para las unidades a cargo del mantenimiento de estructuras de control en el curso del río sin una central asociada.

El siguiente cuadro muestra los precios de la potencia, en AR$/MW-mes:

El precio por la energía generada se fijó en: AR$465/MWh (sep-22), AR$512/MWh (dic-22), AR$639/MWh (feb-23) y AR$818/MWh (ago-23). Mientras tanto, el precio por la energía operada se fijó en: AR$185/MWh (sep-22), AR$204/MWh (dic-22), AR$255/MWh (feb-23) y AR$326/MWh (ago-23).

El precio por la energía generada en horas de punta de cada mes es equivalente a los precios de la energía generada en las 5 horas pico (18:00 – 23:00), aplicándose los siguientes factores:

Clasificación de las unidades de Pampa bajo energía base

Notas: 1 Sólo aplican 26 MW de la unidad. 2 Desde el 27 de abril de 2022. 3 Aplica un coeficiente de 1,20 a la remuneración.

Para el caso de las unidades GUEMTG01 de CTG, EcoEnergía y GEBATG03 de CTGEBA, la energía y la potencia disponible entregadas al spot que no estuvieran comprometidas con contratos de Energía Plus y la Resolución SEE N° 287/17, serán remuneradas como energía base, quedando el costo del combustible provisto por CAMMESA fuera de la transacción.

Con el objetivo de incentivar el desarrollo de nueva oferta de generación, en septiembre de 2006 la SE (ex Secretaría de Energía) aprobó la Resolución N° 1281/06, en la cual implementa Energía Plus, donde generadores, cogeneradores y autogeneradores que no sean agentes del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) o no cuenten con instalación o interconexión al MEM a la fecha de dicha Resolución podrán vender energía a GU300 (Grandes Usuarios con demandas superiores a 300 kW) que consuman por encima de la Demanda Base (consumo eléctrico del año 2005), a un precio negociado entre las partes. Dichas centrales deben contar con abastecimiento y transporte de combustible. En el caso de los nuevos GU300 que ingresen al sistema, su Demanda Base es igual a cero.

En caso de no poder satisfacer su demanda de Energía Plus, el agente debe comprar esa energía en el mercado spot. Por otro lado, la SE, a través de la Nota N° 567/07 y sus modificatorias, estableció que los GU300 que no compren su Demanda Excedente en el MAT (Mercado a Término) deben abonar el CMIEE (Cargo Medio Incremental de la Demanda Excedente), y que la diferencia entre el costo real y el CMIEE se acumule mensualmente en una cuenta individual por cada GU300 en el ámbito de CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico). A partir de junio de 2018, a través de la Nota SE N° 28663845/18, el CMIEE pasó a ser el máximo entre AR$1.200/MWh y el sobrecosto transitorio de despacho. Adicionalmente, se estableció que transitoriamente no se registren movimientos en la cuenta individual de cada GU300 hasta nueva instrucción.

Los precios de los contratos de Energía Plus son ajustados por la variación de precios de CAMMESA o US$-link. Asimismo, durante el 2022, el volumen de energía demandada continuó recuperándose a los niveles pre-pandemia, alcanzando un alto grado de contratación de Energía Plus.

En el marco de esta normativa, CTG (Central Térmica Güemes), EcoEnergía (Central de Co-Generación EcoEnergía) y CTGEBA (Central Térmica Genelba) prestan el servicio de Energía Plus a distintos clientes del MEM, con una potencia bruta total de 283 MW.

Finalmente, con la implementación del Plan Gas.Ar (Decreto N° 892/20 y normas complementarias), desde enero de 2021 las generadoras bajo Energía Plus tienen opción de ceder operativamente el suministro y transporte de gas a CAMMESA. Pampa se adhirió a dicho esquema.

Con el fin de incentivar nuevas inversiones para aumentar la oferta de generación, la SE (ex Secretaría de Energía) dictó la Resolución N° 220/07, en la cual faculta a CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) a suscribir “Contratos de Compromiso de Abastecimiento al MEM (Mercado Eléctrico Mayorista)” con los agentes generadores del MEM por la energía producida con nuevo equipamiento de generación. La modalidad de contratación es un PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) a largo plazo, en US$ y el precio a pagar por CAMMESA debe remunerar la inversión realizada por el agente con una tasa de retorno aceptada por la SE.

En el marco de esta normativa, el 27 de abril de 2022 el PPA de CTEB (Central Térmica Ensenada Barragán) (567 MW) cumplió los 10 años de plazo contractual y, por ende, comenzó a remunerar bajo energía base. Al cierre de 2022, continúa bajo este esquema 79 MW de la turbina de gas TG04 de CTLL (Central Térmica Loma de la Lata), hasta julio de 2026. Asimismo, desde el 22 de febrero del 2023, la expansión de 280 MW de CTEB también comenzó a facturar bajo este esquema.

En marzo de 2016 la SEE (Subsecretaría de Energía Eléctrica), a través de la Resolución N° 21/16, convocó a una licitación para nueva capacidad de generación térmica con compromiso de estar disponible en el MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) para el verano 2016/2017, el invierno 2017 y el verano 2017/2018. Los oferentes adjudicados suscribieron un PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) por un cargo fijo (US$/MW-mes) y un cargo variable sin incluir combustibles (US$/MWh), con CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) como contraparte en representación de los distribuidores y GU (Grandes Usuarios) del MEM.

En el marco de esta normativa, están remunerados: la TG05 en CTLL (105 MW) y CTPP (100 MW) desde agosto de 2017, y CTIW (100 MW) desde diciembre de 2017.

Con fecha 10 de mayo de 2017, la SEE (Subsecretaría de Energía Eléctrica) dictó la Resolución N° 287/17, en la cual llamó a licitación proyectos de cogeneración y cierre de CC (ciclo combinado) sobre equipamiento ya existente. Los proyectos debían ser de bajo consumo específico (inferior a 1.680 kCal/kWh con gas natural y 1.820 kCal/kWh con líquidos alternativos) y la nueva capacidad no debía incrementar las necesidades del transporte eléctrico más allá de las capacidades existentes o caso contrario debía incluir a costo del oferente las ampliaciones necesarias.

Los proyectos adjudicados remuneran un PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) con vigencia por 15 años por un precio de la potencia disponible más el CVP (Costo Variable de Producción) sin combustible por la energía suministrada y el costo del combustible (si se oferta), menos las penalidades y el excedente de combustible. Los excedentes de potencia remuneran como energía base.

Bajo esta normativa, CTGEBA (Central Térmica Genelba) posee potencia bruta de 400 MW desde julio de 2020, cuando se cerró el ciclo con la instalación de la turbina a vapor TV02. Con la implementación del Plan Gas.Ar (Decreto N° 892/20 y normas complementarias), desde enero de 2021CTGEBA tiene la opción de ceder operativamente el suministro y transporte de gas a CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista), y se fijó un orden de despacho centralizado, en consideración del combustible asignado para la generación. Pampa se adhirió a dicho esquema.

Para promover el mantenimiento y uso eficiente de los CC (ciclo combinado) bajo el esquema de energía base, la SE (Secretaría de Energía) publicó el 7 de febrero de 2023 la Resolución SE N° 59/23, donde invita a generadores a suscribir un Acuerdo de Disponibilidad de Potencia y Mejora de la Eficiencia con CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) por un plazo máximo de 5 años. Las unidades que se suscriban se comprometen a mantener una disponibilidad del 85% de la potencia neta. El PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) ofrece un precio de la potencia de US$2.000/MW-mes, ajustado por disponibilidad, sumado un pago parcial del precio de la potencia en AR$ de la Resolución SE N° 826/22.

El precio de la energía generada se fijó en US$3,5/MWh a gas natural, US$6,1/MWh a FO (fuel oil) o GO (gas oil) y US$8,7/MWh con biocombustible. El precio de la energía operada y la energía generada en horas de punta en AR$ de la Resolución SE N° 826/22.

Pampa posee dos CC bajo energía base en CTLL y CTGEBA (potencia bruta total de 1.239 MW) y se encuentra analizando la adhesión a dicho esquema.

En octubre de 2015 se promulgó la Ley N° 27.191 (reglamentada por el Decreto de Necesidad y Urgencia 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⁽¹⁾. A fin de alcanzar dicho objetivo, se establece que los GU (Grandes Usuarios) del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) y CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) deben cubrir su demanda con dichas fuentes en un 8% al 31 de diciembre de 2017, siendo dicho porcentaje elevado cada dos años hasta alcanzar el objetivo antes citado. Los contratos que se celebren con GU y los GUDI (Grandes Usuarios Distribuidoras) no podrán tener un precio promedio superior a US$113/MWh.

Adicionalmente, se establecen diversos incentivos, entre los que se incluyen beneficios fiscales (devolución anticipada de IVA, amortización acelerada en el impuesto a las ganancias, exenciones de derechos de importación, etc.) y la constitución del FODER (Fondo para el Desarrollo de Energía Renovables) destinado, entre otros objetivos, al otorgamiento de préstamos, aportes de capital, etc. que contribuyan a la financiación de tales proyectos.

Nota: ⁽¹⁾ A partir de diciembre de 2016, las hidráulicas menores a 50 MW se clasifican como renovables.

En 2016 se convocaron las rondas 1 y 1.5 del Programa RenovAr, mediante las Resoluciones N° 71/16 y 252/16 del MEyM (ex Ministerio de Energía y Minería), respectivamente. En la ronda 1 se adjudicaron 29 proyectos por un total de 1.142 MW (97% eólicos y solares). En la ronda 1.5 se adjudicaron 30 proyectos por un total de 1.281,5 MW (100% eólicos y solares). En 2017 se convocó la ronda 2 mediante la Resolución MEyM N° 275/17 y se adjudicaron 88 proyectos por un total de 2.043 MW (89% eólicos y solares). Finalmente, en 2018 se convocó la ronda 3 (MiniRen) para proyectos de menor envergadura (hasta 10 MW) y se adjudicó un total de 246 MW.

En el marco de esta normativa, están remunerados: PEMC (Parque Eólico Ingeniero Mario Cebreiro) (100 MW) desde junio de 2018 y PEA⁽¹⁾ (Parque Eólico Arauco) (100 MW) desde marzo de 2020, ambos bajo la ronda 1. Asimismo, PEA cuenta con la garantía del Banco Mundial en el supuesto en que se resolviese el PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad).

Cabe aclarar que también se estableció que todas las reducciones de GEI (Gases de Efecto Invernadero) derivadas de los proyectos bajo RenovAr, incluyendo aquella de cualquier otro proyecto que se contabilice para alcanzar las metas de potencia renovable del MEM previstas en la Ley N° 27.191, deben contabilizarse por el Estado Nacional para el cumplimiento de su meta de contribución en el marco de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y el Acuerdo de París.

En enero de 2022, habiéndose detectado un retraso significativo en la completación de ciertos proyectos adjudicados, y con el fin de recuperar la capacidad de transporte, la SE (Secretaría de Energía) dispuso, bajo el cumplimiento de ciertas condiciones, las siguientes opciones: (i) rescindir el PPA efectuando el pago de un monto equivalente a US$17.500/MW (eólico o solar) o US$12.500/MW (resto) por la potencia contratada; (ii) prorrogar el plazo para la habilitación comercial reduciendo el plazo y precio del PPA; o (iii) habilitar el proyecto con una potencia menor.

Nota: ⁽¹⁾Activo adquirido el 16 de diciembre de 2022. Para mayor información ver la sección 7.1 de esta Memoria.

El 2 de febrero de 2023, mediante la Resolución de la SE (Secretaría de Energía) N° 36/23, se convocó la ronda RenMDI para incorporar 120 MW de nueva capacidad renovable, con el objetivo de sustituir generación forzada por 500 MW y así diversificar la matriz energética. La fecha de presentación de ofertas es hasta el 15 de marzo de 2023 y la fecha de adjudicación está prevista para el 24 de mayo de 2023. Los oferentes adjudicados suscribirán un PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) con CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) por el plazo de 15 años. Pampa se encuentra evaluando su participación.

A través de la Resolución N° 281/17 del MEyM (ex Ministerio de Energía y Minería) de agosto de 2017, se reglamentó el MAT ER (Mercado a Término de Energías Renovables), un régimen donde los GU (Grandes Usuarios) del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) y los GUDI (Grandes Usuarios Distribuidoras) contraten individualmente o autogeneren energía limpia, y así cumplan con su obligación de abastecimiento de su demanda a través de fuentes renovables. Asimismo, los proyectos de generación deberán inscribirse en el RENPER (Registro de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable), un registro donde se regulan las condiciones que deben reunir.

Los proyectos destinados al MAT ER no deben estar comprometidos bajo otros mecanismos de remuneración (ej.: Programa RenovAr). Los excedentes de generación respecto a lo contratado en el MAT ER se remuneran hasta un 10% de la generación al precio mínimo de la tecnología vigente en el marco del Programa RenovAr, y el remanente serán comercializados en el mercado spot.

Asimismo, las condiciones contractuales -duración, prioridades de asignación, precios y otros, excepto el precio máximo establecido en la Ley N° 27.191- pueden ser pactadas libremente entre las partes de acuerdo con los Procedimientos del MEM, pero los volúmenes comprometidos están limitados a generadores o comercializadores con los cuales posean acuerdos MAT ER.

El 16 de mayo de 2022, la Resolución N° 370/22 de la SE (Secretaría de Energía) reglamentó la contratación en el MAT ER para distribuidores en representación de GUDI, que no había sido incluida en la Resolución MEyM N° 281/17. Dicha contratación no implica la exclusión del mecanismo de compras conjuntas para aquellos GUDI calificados como grandes usuarios habilitados. Adicionalmente, el volumen a contractualizar no debe superar la demanda declarada del segmento GUDI.

En el marco de esta normativa, están remunerados: PEPE II y III (53,2 MW cada uno) desde mayo de 2019, y PEPE IV (36 MW), siendo 18 MW desde el 29 de diciembre de 2022 y otros 18 MW desde el 25 de febrero de 2023. La energía producida se comercializa a través de PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) en US$-link con privados a un plazo promedio ponderado de aproximadamente 5 años. Asimismo, aún quedan 45 MW próximos a habilitarse en PEPE IV y la construcción de PEPE VI (94,5 MW), estimándose sus habilitaciones para el 2T 2023 y 3T 2024, respectivamente.

Además de la generación propia, desde 2019 Pampa comercializa energía renovable generada por terceros, cuyo volumen del 2022 promedió los 26 GWh, contribuyendo al margen en el segmento MAT ER.

Con la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad y normativa complementaria, desde el 23 de diciembre de 2019 se estableció que las tarifas de transmisión de electricidad bajo jurisdicción federal se mantendrían sin cambios por un plazo máximo de 450 días o hasta la entrada en vigencia de nuevos cuadros tarifarios transitorios, y se delegó en el PEN la facultad de iniciar una revisión extraordinaria de la RTI. Asimismo, el 17 de diciembre de 2020 se publicó el DNU N° 1020/20, que inició la renegociación de la RTI y cuyo plazo no podría exceder los 2 años desde su publicación, prorrogado por un año mediante el Decreto PEN N° 815/22 del 6 de diciembre de 2022.

El 25 de febrero de 2022 se emitieron las Res. ENRE N° 68/22 y 69/22, otorgando la adecuación transitoria del 25% y 23% sobre los cuadros tarifarios de agosto de 2019 de Transener y Transba, respectivamente, retroactivo a febrero de 2022. Debido a diferencias entre las propuestas tarifarias de dichas compañías y los cuadros tarifarios finales, Transener y Transba recurrieron a ambas resoluciones.

El 9 de mayo de 2022 se emitieron las Resoluciones N° 147/22 y 148/22 del ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad), haciendo lugar parcialmente a los recursos de reconsideración presentados por Transener y Transba. Por ende, se ajustaron los cuadros tarifarios de agosto de 2019 de Transener y Transba en un 67% y 69%, respectivamente, retroactivo a febrero de 2022 (en reemplazo del 25% y 23% de las Resoluciones ENRE N° 68/22 y 69/22).

Finalmente, el 29 de diciembre de 2022 se emitieron las Resoluciones ENRE N° 698/22 y 702/22, incrementando 155% y 154% los cuadros tarifarios de febrero de 2022 de Transener y Transba, respectivamente, desde enero de 2023.

Plan federal de transporte eléctrico regional

Mediante la Resolución SE N° 593/22 del 27 de julio de 2022, se aprobó el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional para ampliar el sistema de transporte eléctrico por distribución troncal (líneas de alta tensión y estaciones transformadoras en 132 kV y 220 kV) en distintas regiones del país. El objetivo es contribuir con la descarbonización del sector eléctrico mediante la modernización del sistema de transporte eléctrico, permitiendo reemplazar generación ineficiente e incorporar nueva generación de origen renovable.

En este sentido, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), ha impulsado una línea de crédito condicional para proyectos de inversión por US$1.140 millones para la concreción de este plan.

Dichas ampliaciones serán cedidas para su operación y mantenimiento al concesionario del servicio público correspondiente a título gratuito. Al finalizar la concesión, deberán ser revertidas a favor del Estado Nacional, sin cargo ni indemnización alguna para éste y que a los fines tarifarios, los activos transferidos no formarán parte de la base de capital.

Finalmente, este plan es financiable a través del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) y se estableció que hasta el 75% de los recursos de la cuenta de exportaciones del fondo de estabilización del MEM creada por Resolución SE Nº 1037/21 serán aportados por CAMMESA. Estos aportes financieros para la concreción de las obras tendrán el carácter de no reembolsables.