El Sector Eléctrico de Argentina

El Sector Eléctrico de Argentina

Antecedentes y Evolución del Sector

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.

Situación Actual del Sector

En el caso de la generación sin contratos, mediante las Resoluciones N° 19E/2017 de SEE (Subsecretaría 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
Mercado Eléctrico Mayorista («MEM»)

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:

Participantes Clave

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:

Tipo de Generación 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Térmica 66.465 73.573 82.495 82.953 83.048 86.340 90.099 88.530 87.727 80.138
Hidroeléctrica 39.672 38.773 35.903 39.830 40.175 39.262 35.727 39.183 39.669 34.961
Nuclear 6.692 5.892 5.904 5.732 5.258 6.519 7.677 5.716 6.453 7.927
Renovable 16 356 462 849 2.504 2.632 2.635 3.350 7.812
Total de Generación Eéctrica Argentina 112.829 118.254 124.659 128.978 129.330 134.624 136.135 136.064 137.199 130.838

 

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»).

Despacho de Generación y Combustibles

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 (Subsecretaría 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.

 

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Resolución SEE N° 19/17: Febrero 2017 – Febrero 2019

La Resolución N° 19/17 de SEE (Subsecretaría de Energía Eléctrica), emitida el 2 de febrero de 2017, establecía un esquema de remuneración para la capacidad vieja que aplicó desde el 1 de enero hasta el 28 de febrero de 2019, cuando fue enmendada por la Resolución N° 1/19 de SRRYME (Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico), con vigencia desde el 1 de marzo de 2019.

La Resolución N° 19/17 establecía conceptos remunerativos por tecnología y escala, con precios en US$ abonados en AR$, conforme al tipo de cambio del BCRA (Banco Central de la República Argentina) vigente al último día hábil del mes del vencimiento de la transacción, según los Procedimientos de CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico).

 

Generadores Térmicos

La Resolución N° 19/17 definió una remuneración de potencia por tecnología y escala, a ser percibida por los agentes que ofrezcan DIGO (Compromisos de Disponibilidad Garantizada) por la potencia y energía de sus unidades que no tengan contratos con régimen diferenciado de remuneración. Los DIGO deben declararse por cada unidad por el lapso de tres años, conjuntamente con la información para la Programación Estacional Verano, pudiendo posteriormente contemplar valores de disponibilidad distintos, semestralmente. Los generadores pueden celebrar un contrato de DIGO con CAMMESA, pero ésta última puede cederlo a la demanda. La remuneración de la potencia para generadores térmicos con DIGO será proporcional a su cumplimiento. La remuneración base ascendía a US$7.000/MW-mes, aplicable a los generadores con DIGO. La remuneración adicional por la potencia disponible adicional ascendía a US$2.000/MW-mes, tendiente a incentivar los DIGO en los períodos de mayor requerimiento del sistema. Bimestralmente, CAMMESA debe definir un Objetivo de Generación Térmica Mensual del conjunto de generadores habilitados y convocar a ofertas de disponibilidad de potencia adicional con precios a ofrecer como tope en el precio adicional.

Para aquellos que no ofrezcan DIGO, la remuneración por potencia correspondía a la mínima.

Tecnología / Escala Remuneración Mínima
(US$ / MW-mes)
CC (Ciclo Combinado) Grande Capacidad > 150 MW 3.050
TV (Turbina a Vapor) Grande Capacidad > 100 MW 4.350
TV Chica Capacidad ≤ 100 MW, Motores Combustión Interna 5.700
TG (Turbina a Gas) Grande Capacidad > 50 MW 3.550

 

Independientemente de la unidad térmica, la remuneración por energía generada era US$5/MWh si se utilizaba gas natural y US$8/MWh si se consumía líquidos, con excepción de los motores de combustión interna, cuyos precios ascendían a US$7/MWh y US$10/MWh si consumían gas o líquidos, respectivamente. La remuneración por energía operada se aplicaba sobre la integración de las potencias horarias del período (sobre unidades rotando), valorizada a US$2/MWh para cualquier tipo de combustible.

Asimismo, para los generadores térmicos de bajo uso o arranque frecuente, se estableció una remuneración adicional en función de la energía mensual generada en US$2,6/MWh por el factor de uso/arranque. El factor de uso se fijó en función del Factor de Utilización de la potencia nominal registrado en el último año móvil, con un valor de 0,5 para las unidades térmicas con factor inferior al 30% y de 1,0 para las que su factor haya sido inferior al 15%. Para el resto el factor es igual a 0. El factor de arranque se fijó en función de los arranques registrados en el último año móvil por cuestiones relativas al despacho económico realizado por CAMMESA, siendo i) 0 para las máquinas con hasta 74 arranques; ii) 0,1 entre 75 y 149 arranques; y iii) 0,2 con más de 150 arranques.

 

Generadores Hidroeléctricos

En el caso de las CH (Centrales Hidroeléctricas), se estableció una remuneración de potencia base (determinada por la potencia real más aquella en mantenimiento programado y/o acordado) y adicional (aplicable a centrales de cualquier escala sobre la disponibilidad real, en función del período de que se trate). La disponibilidad se determina independientemente del nivel del embalse o de los aportes y erogaciones.

Asimismo, en el caso de las centrales de bombeo, para calcular la disponibilidad se considera: i) la operación como turbina en todas las horas del período, y ii) la disponibilidad como bomba en las horas valle de todos los días y en las horas de resto de días no hábiles. Las centrales que tengan a su cargo el mantenimiento de estructuras de control en el curso del río y que no tengan una central asociada se aplica a la central de cabecera un coeficiente de 1,20.

Clasificación Precio Base (US$ / MW-mes)
HI (Hidroeléctricas) Medias Capacidad > 120 ≤ 300 MW 3.000
HI Chicas Capacidad > 50 ≤ 120 MW 4.500
Bombeo HI Medias Capacidad > 120 ≤ 300 MW 2.000
HI Renovable Capacidad ≤ 50 MW 8.000

 

Tipo de Central Precio Adicional (US$ / MW-mes)
Convencional 1.000
Bombeo 500

 

La asignación y cobro del 50% de la remuneración adicional estaba condicionada a que el generador disponga de un seguro sobre el equipamiento crítico, y a la actualización de los sistemas de control de la central de acuerdo a un plan de inversiones a presentar, en base a criterios a ser definidos por la SGE (ex Secretaría de Gobierno de Energía).

Para generación hidroeléctrica, independientemente de la escala, los precios por energía generada ascendían a US$3,5/MWh, sumado al de energía operada de US$1,4/MWh.

 

Otras Consideraciones

La remuneración de energía eólica se componía de un precio base de US$7,5/MWh y un precio adicional de US$17,5/MWh, vinculados a la disponibilidad del equipamiento instalado, con un tiempo de permanencia operativa superior a los 12 meses contados desde la programación estacional de verano.

Asimismo, la Resolución SEE N° 19/17 dejó sin efecto la Remuneración por Mantenimientos Mayores de la Resolución N° 95/13 de SE (ex Secretaría de Energía) y estableció que, para el repago de los mutuos, primero se apliquen los créditos ya devengados y/o comprometidos, siendo el saldo repagado mediante el descuento de US$1/MWh por la energía generada hasta la cancelación total del financiamiento.

Resolución SRRYME N° 1/19: Marzo 2019 – Febrero 2020

El 1 de marzo de 2019 se publicó la Resolución N° 1/19 de SRRYME (Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico), modificando ciertos aspectos del régimen remunerativo previamente definido por la Resolución N° 19/17 de SEE (Subsecretaría de Energía Eléctrica).

 

Generadores Térmicos

Los generadores que no declaren DIGO (Compromisos de Disponibilidad Garantizada), se aplicaba el siguiente cuadro de precios base a la potencia:

Tecnología / Escala Precio Base de la Potencia
(US$ / MW-mes)
CC (Ciclo Combinado) Grande Capacidad > 150 MW 3.050
CC Chico Capacidad ≤ 150 MW 3.400
TV (Turbina a Vapor) Grande Capacidad > 100 MW 4.350
TV Chica Capacidad ≤ 100 MW, Motores Combustión Interna 5.200
TG (Turbina a Gas) Grande Capacidad > 50 MW 3.550
TG Chica Capacidad ≤ 50 MW 4.600

 

Asimismo, se estableció un esquema de ofertas de DIGO por períodos trimestrales: a) verano (diciembre a febrero); b) invierno (junio a agosto) y c) “resto”, conformado por dos trimestres (marzo a mayo y septiembre a noviembre). Los agentes que declaren DIGO se les aplicó el precio de la potencia garantizada igual a US$7.000/MW-mes en los trimestres de verano e invierno, pero US$5.500/MW-mes para los trimestres “resto”.

Adicionalmente, la remuneración por potencia ―indistintamente si el agente declaró DIGO o no― ponderaba por un factor de uso equivalente al promedio del factor de despacho de la unidad generadora en el año móvil previo al mes en cálculo, y aplicó un coeficiente a la remuneración por la potencia si el factor de uso fue i) mayor al 70%, se abonó el 100% de la potencia; ii) menor al 30%, se abonó el 70%; y iii) mayor o igual a 30% y menor a 70%, la remuneración por potencia se afectó en forma lineal entre el 70% y el 100% de la remuneración por potencia.

Los valores de remuneración por la energía generada se redujeron en US$1/MWh para todas las tecnologías excepto para los motores de combustión interna, que bajó en US$3/MWh. El valor de remuneración por energía operada se redujo de US$2/MWh a US$1,4/MWh.

Finalmente, se eliminaron los esquemas de remuneración adicional: potencia para incentivar la DIGO en los picos de demanda, variable por eficiencia y potencia para generadores térmicos de bajo uso.

 

Generadores Hídricos

La Resolución SRRYME N° 1/19 mantuvo los precios base de la potencia de la Resolución SEE N° 19/17, así como también los valores de remuneración para la energía generada y operada, pero en cuanto al pago de la potencia, las horas en las que un generador hidroeléctrico estaba indisponible por mantenimiento programado y acordado ya no fueron computados para el cálculo de la remuneración de la potencia. Sin embargo, a los efectos de mitigar dicha incidencia, en mayo de 2019 mediante la Nota N° 46631495 de SME (Subsecretaría de Mercado Eléctrico) se estableció aplicar un factor del 1,05 al pago de la potencia.

 

Otras Consideraciones

Para la generación de fuente no convencional, se fijó un único valor de remuneración por su energía generada a un precio de US$28/MWh. El mismo es del 50% si es generada antes de su habilitación comercial.

Respecto a la devolución de los fondos entregados a los generadores bajo los mutuos para la ejecución de los mantenimientos mayores de sus unidades, se estableció la aplicación de todos los créditos devengados a favor de los generadores con destino a su cancelación, y un esquema de descuentos en los ingresos del generador equivalente al máximo entre US$1/MWh generado y US$700/MW-mes por la disponibilidad real de la unidad.

Resolución SE N°31/20: Actual Esquema de Remuneración

El 27 de febrero del 2020 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 31/20 de SE (Secretaría de Energía), mediante la cual se modificaron ciertos aspectos del esquema remunerativo establecido en la Resolución N° 1/19 de SRRYME (Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico), efectivo a partir del 1 de febrero de 2020. La nueva Resolución traslada todo el esquema remunerativo a moneda local a una tasa de cambio de AR$60/US$, y establece 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).

 

Generadores Térmicos

La Resolución SE N° 31/20 reduce la remuneración por potencia, sea base o garantizada, dependiendo de la tecnología utilizada. Sin embargo, para las CTs (Centrales Térmicas) con potencia instalada menor o igual a 42 MW en su conjunto, se mantienen los valores de potencia base de la Resolución SRRYME N° 1/19.

Tecnología / Escala Precio Base de la Potencia
(AR$/MW-mes)
Variación vs. Resolución SRRYME
N° 1/19*
CC (Ciclo Combinado) Grande Capacidad > 150 MW 100.650 -45%
CC Chico Capacidad ≤ 150 MW 112.200 -45%
TV (Turbina a Vapor) Grande Capacidad > 100 MW 143.550 -45%
TV Chica Capacidad ≤ 100 MW,
Motores de Combustión Interna Capacidad > 42 MW
171.600 -45%
TG (Turbina a Gas) Grande Capacidad > 50 MW 117.150 -45%
TG Chica Capacidad ≤ 50 MW 151.800 -45%
CC chico Capacidad ≤ 15MW 204.000
TV chica Capacidad ≤ 15MW 312.000
TG chica Capacidad ≤ 15MW 276.000
Motores Combustión Interna Capacidad ≤ 42 MW 312.000

Nota: * Asume tasa de cambio de AR$60/US$.

 

En cuanto a la remuneración de la potencia garantizada ofrecida, queda el siguiente esquema:

Período Precio Base de la Potencia
(AR$/MW-mes)
Variación vs. Resolución SRRYME
N° 1/19*
Verano (diciembre a febrero) e Invierno (junio a agosto) 360.000 -14%
Resto (marzo a mayo y septiembre a noviembre) 270.000 -18%
Motores Combustión Interna ≤ 42 MW, verano/invierno 420.000
Motores Combustión Interna ≤ 42 MW, resto 330.000

Nota: * Asume tasa de cambio de AR$60/US$.

 

Al igual que la Resolución SRRYME N° 1/19, la Resolución SE N° 31/20 establece que sobre la potencia se aplica un coeficiente derivado del factor de utilización promedio de los últimos doce meses de la unidad. Si bien para los motores de combustión interna ≤ 42 MW mantiene la misma fórmula, para los demás casos, si el factor de uso es menor al 30%, se percibe el 60% del pago por potencia.

En cuanto a la remuneración adicional en HMRT (horas de alto requerimiento térmico del mes), compuestas por las 50 horas registradas con mayor despacho de generación térmica de cada mes, agrupados en dos bloques de 25 horas cada uno, se aplicará a la potencia generada media en dichas horas según el siguiente cuadro:

Período, en AR$/MW-HMRT Primeras 25 horas HMRT Segundas 25 horas HMRT
Verano (diciembre a febrero) e Invierno (junio a agosto) 45.000 22.500
Resto (marzo a mayo y septiembre a noviembre) 7.500

Con respecto a la remuneración por energía generada y operada, los mismos no sufrieron cambios en US$ a tasa de cambio AR$60/US$, pero se fijaron en AR$240/MWh con gas natural, AR$420/MWh con fuel oil, AR$600 con biocombustibles (salvo motores de combustión interna, AR$720/MWh) y AR$720/MWh con carbón mineral. La remuneración por energía operada se fijó en AR$84/MWh.

 

Generadores Hídricos

La Resolución SE N° 31/20 ajustó la remuneración de potencia y adicionó una nueva remuneración HMRT. Se mantienen el factor de 1,05 sobre la potencia para compensar la incidencia de los mantenimientos programados, y el factor de 1,20 para aquellas unidades que tengan a su cargo el mantenimiento de estructuras de control en el curso del río y que no tengan una central asociada.

Escala Precio Base de la Potencia
(AR$/MW-mes)
Variación vs. Resolución SRRYME
N° 1/19*
HI (Hidroeléctricas) Grandes Capacidad > 300 MW 99.000 -45%
HI Medias Capacidad > 120 ≤ 300 MW 132.000 -45%
HI Chicas Capacidad > 50 ≤ 120 MW 181.500 -45%
HI Renovable Capacidad ≤ 50 MW 297.000 -45%
Bombeo HI Grandes Capacidad > 300 MW 99.000 +10%
Bombeo HI Medias Capacidad > 120 ≤ 300 MW 132.000 -12%

Nota: * Asume tasa de cambio de AR$60/US$.

 

Con respecto a la remuneración adicional HMRT, se aplicará a la potencia operada media en dichas horas:

Escala Precio Potencia HMRT
AR$/MW-HMRT
HI Grandes Capacidad > 300 MW 27.500
HI Medias Capacidad > 120 ≤ 300 MW 32.500
HI Chicas Capacidad >50 ≤ 120 MW 32.500
HI Renovable Capacidad ≤ 50 MW 32.500
Bombeo HI Grandes Capacidad > 300 MW 27.500
Bombeo HI Medias Capacidad > 120 ≤ 300 32.500

 

Ponderado por los siguientes multiplicadores:

HMRT Diciembre a Febrero,
Junio a Agosto
Resto
Primeras 25 horas HMRT 1,2 0,2
Segundas 25 horas HMRT 0,6

 

Los precios por energía generada y operada no sufrieron cambios en US$ a tasa de cambio AR$60/US$, pero se fijaron en AR$210/MWh y AR$84/MWh, respectivamente. La remuneración por energía operada se deberá corresponder con el despacho óptimo del sistema. La norma no indica, como sí lo hace en el caso de los generadores térmicos, cuál sería la consecuencia en caso contrario.

 

Otras Consideraciones

Para la energía generada de cualquier fuente no convencional, la Resolución SE N° 31/20 establece un único valor de remuneración de AR$1.680/MWh, equivalente a la remuneración anterior convertido a tipo de cambio de AR$60/US$. El mismo es del 50% si es generada antes de su habilitación comercial.

Asimismo, la Resolución SE N° 31/2020 establece que, para la devolución de los mutuos para mantenimientos mayores, se apliquen todos los créditos devengados a favor de los generadores con destino a su cancelación, y un esquema de descuentos en los ingresos del generador equivalente al máximo entre AR$60/MWh y AR$42.000/MW-mes por la disponibilidad real de la unidad. Cabe destacar que los financiamientos para mantenimientos mayores que Pampa adeudaba fueron cancelados en el marco del Acuerdo de Regularización y Cancelación de Acreencias con el MEM (Mercado Eléctrico Mayorista).

 

Criterios de Implementación de la Resolución SEE N° 19/17

A continuación, se detallan las clasificaciones de CAMMESA a nuestras unidades de capacidad vieja:

Fuente Central Unidad Tecnología Tamaño Escala
Térmica CTLL (Loma de la Lata) LDLATG01 TG Grande > 50 MW
LDLATG02 TG Grande > 50 MW
LDLATG03 TG Grande > 50 MW
LDLATG04(1) TG Grande > 50 MW
CTG (Güemes) GUEMTV11 TV Chica ≤ 100 MW
GUEMTV12 TV Chica ≤ 100 MW
GUEMTV13 TV Grande > 100 MW
CTGEBA (Genelba) GEBATG01 CC Grande > 150 MW
GEBATG02
GEBATV01
GEBATG04(2) TG Grande > 50 MW
CPB (Piedra Buena) BBLATV29 TV Grande > 100 MW
BBLATV30 TV Grande > 100 MW
Hidráulica HIDISA (Diamante) ADTOHI HI Media > 120 MW ≤ 300 MW
LREYHB HI de Bombeo Media > 120 MW ≤ 300 MW
ETIGHI HI Renovable ≤ 50 MW
HINISA (Los Nihuiles) NIH1HI HI Chica > 50 MW ≤ 120 MW
NIH2HI HI Chica > 50 MW ≤ 120 MW
NIH3HI(3) HI Chica > 50 MW ≤ 120 MW
HPPL (Pichi Picún Leufú) PPLEHI HI Media > 120 MW ≤ 300 MW

Notas: 1 Sólo aplican 26 MW de la unidad. 2 Aplicó hasta la habilitación comercial del CC de Genelba Plus, el 2 de julio de 2020. 3 Aplica un coeficiente de 1,20 a la remuneración.


TG = turbina a gas
TV = turbina a vapor
CC = ciclo combinado
HI = hidroeléctrica

Para el caso de las unidades GUEMTG01 de CTG y GEBATG03 de CTGEBA, en el marco de lo establecido en el Artículo 6 de la Resolución SE Nº 482/15, con el acuerdo de los generadores caracterizados como Energía Plus, tanto la energía entregada al spot y la potencia disponible que no estuviera comprometida en los contratos de Energía Plus vigentes en cada período, es remunerada bajo los conceptos establecidos para la capacidad vieja, quedando el costo del combustible provisto por CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) fuera de la transacción.

 

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Energía Plus

En septiembre de 2006, la SE (ex Secretaría de Energía) aprobó la Resolución N° 1281/06 en la cual se establecen ciertas restricciones a la comercialización de energía eléctrica e implementa Energía Plus, con el objetivo de incentivar el desarrollo de nueva oferta de generación. Estas medidas implican que:

i. Califican los generadores, cogeneradores y autogeneradores que a la fecha de publicación de la Resolución SE N° 1281/06 no sean agentes del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) o no cuenten con instalación o interconexión al MEM;

ii. Dichas centrales deben contar con abastecimiento y transporte de combustible;

iii. La energía consumida por LU300 (Grandes Usuarios con demandas superiores a los 300 kW) por encima de la Demanda Base (consumo eléctrico del año 2005) califica para contratar Energía Plus en el MAT (Mercado a Término) a un precio negociado entre las partes; y

iv. En el caso de los nuevos LU300 que ingresen al sistema, su Demanda Base es igual a cero.

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, lo que implica una potencia bruta de 292 MW. Cabe mencionar que desde mayo de 2019 CTG transfirió sus contratos a CTGEBA, comercializando su electricidad en el mercado spot.

En caso de que una central no pueda satisfacer su demanda de Energía Plus, debe comprar esa energía en el mercado spot al costo marginal operado. Por otro lado, la SE a través de la Nota N° 567/07 y sus modificatorias, estableció que los LU300 que no compren su Demanda Excedente en el MAT deben abonar el CMIEE (Cargo Medio Incremental de la Demanda Excedente), y la diferencia entre el costo real y el CMIEE se acumule mensualmente en una cuenta individual por cada LU300 en el ámbito de CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico). A partir del mes 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 LU300 hasta nueva instrucción.

Los valores de los contratos de Energía Plus están mayormente denominados en US$, por lo tanto, al expresarse en AR$ están expuestos al tipo de cambio nominal. Debido a la caída de demanda excedente producto de la recesión económica, existen LU300 que deciden no realizar contratos de Energía Plus, y los generadores deben vender su energía en el mercado spot con menores márgenes de rentabilidad. Adicionalmente, los contratos de Energía Plus se vieron afectados por el crecimiento de contratos de energía renovable MAT ER (Mercado a Término de Energías Renovables), por la energía excedente de los LU300.

PPAs Resolución SE Nº 220/07

Con el fin de modificar condiciones de mercado que permitan 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, CTLL (Central Térmica Loma de la Lata), CTP (Central Térmica Piquirenda) y CTEB (Central Térmica Ensenada Barragán) poseen contratos con CAMMESA, lo que implica una potencia bruta de 856 MW(1). Asimismo, CTEB posee un proyecto de expansión para adicionar 280 MW.

Nota: (1) Incluye la potencia de la turbina a gas TG04 de CTLL, la cual está parcialmente comprometida bajo este contrato.

Acuerdo para el Incremento de la Disponibilidad de Generación Térmica

Durante el 2014, el Estado Nacional propuso a los generadores la firma de un nuevo acuerdo para el incremento de la disponibilidad de generación térmica mediante la aplicación de LVFVD (Liquidaciones de Ventas sin Fecha de Vencimiento a Definir) y recursos propios de los generadores. CTLL, CTG, CPB, HINISA e HIDISA suscribieron a dicho acuerdo, mediante las cuales se establecieron las condiciones para incorporar en CTLL una turbina a gas de alta eficiencia (105 MW), la cual comenzó operaciones comerciales en julio de 2016, y dos motores (15 MW) estipulados para operar en 2020.

En 2015, CTLL, CTG, CPB, HINISA e HIDISA suscribieron un nuevo acuerdo con el Estado Nacional, en el cual CTLL incorporaría una nueva turbina a gas de alta eficiencia (105 MW) e inversiones en energías renovables. Sin embargo, con la implementación de la Resolución N° 19/17 de SEE (Subsecretaría de Energía Eléctrica), el acuerdo quedó extinguido. Posteriormente, los generadores involucrados de Pampa y CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) firmaron un Acuerdo de Regularización y Cancelación de Acreencias con el MEM (Mercado Eléctrico Mayorista), cobrándose el saldo de LVFVD en agosto de 2019, desistiendo de todo tipo de reclamo relacionado a LVFVD.

Nota: CTLL (Central Térmica Loma De La Lata), CTG (Central Térmica Güemes), CPB (Central Térmica Piedra Buena), HINISA (Hidroeléctrica Los Nihuiles) e HIDISA (Hidroeléctrica Diamante).

PPAs Resolución SEE N° 21/16

En el marco de la emergencia del sector eléctrico nacional declarada mediante el Decreto N° 134/15 del PEN (Poder Ejecutivo Nacional), el 22 de 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) con CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) por un cargo fijo (US$/MW-mes) y un cargo variable sin incluir combustibles (US$/MWh), en representación de los distribuidores y grandes usuarios del MEM.

Pampa fue adjudicada en la instalación de la turbina a gas TG05 en CTLL (Central Térmica Loma De La Lata) de 105 MW, y la construcción de CTIW (Central Térmica Ingeniero White) por 100 MW, ambos en operación comercial desde agosto y diciembre de 2017, respectivamente. Asimismo, Pampa adquirió y desarrolló CTPP (Central Térmica Parque Pilar) por 100 MW, el cual comenzó operaciones comerciales en agosto de 2017.

PPAs Resolución SEE N° 287/17

Con fecha 10 de mayo de 2017, la SEE (Subsecretaría de Energía Eléctrica) dictó la Resolución N° 287/17, mediante la cual se abrió la licitación para 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 fueron remunerados con un PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) con vigencia de 15 años. La remuneración está compuesta por el precio de la potencia disponible, más el costo variable 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 se remunerarían como capacidad vieja.

En este marco, en septiembre de 2017 la SEE a través de su Resolución N° 820/17 adjudicó sólo tres proyectos de cogeneración por una potencia de 506 MW y en octubre de 2017 a través de la Resolución N° 926/17 adjudicó proyectos por una potencia total de 1.304 MW, entre los cuales Pampa fue adjudicada con el cierre a CC en la unidad Plus de CTGEBA (Central Térmica Genelba) por 383 MW. La operación comercial a ciclo abierto comenzó en junio de 2019 y a ciclo cerrado el 2 de julio de 2020.

En virtud del crecimiento moderado de la demanda, el ingreso de generación renovable y demoras generalizadas en las obras, mediante la Resolución N° 25/19 de la SRRYME (Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico) se requirió la ratificación de las fechas de habilitación comercial de los proyectos adjudicados. Asimismo, se propuso la opción de extender la fecha por hasta 180 días y estableció un esquema de penalidades por las demoras correspondientes. Pampa ratificó la fecha de operación comercial del CC en Genelba Plus.

 

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Introducción

En octubre de 2015 se promulgó la Ley N° 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 (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 diversas medidas de incentivo para proyectos de generación de energía renovable, 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 Energías 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.

Programa RenovAr

En 2016 se convocaron para el Programa RenovAr Rondas 1 y 1.5 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), entre las cuales se encontraba nuestro proyecto PEMC (Parque Eólico Ingeniero Mario Cebreiro) de 100 MW en la provincia de Buenos Aires, en operación comercial desde junio del 2018. 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 el Programa RenovAr 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 el Programa RenovAr MiniRen Ronda 3 para proyectos renovables de menor envergadura (entre 0,5 y 10 MW) y se adjudicaron proyectos por un total de 246 MW.

Cabe aclarar que respecto a todos los proyectos bajo las rondas RenovAr, se estableció que todas las reducciones de gases de efecto invernadero derivadas de la potencia instalada en todo el territorio nacional, incluyendo aquella de cualquier otro proyecto que se contabilice para alcanzar las metas de potencia renovable del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) 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.

MAT ER

A través de la Resolución N° 281/17 del MEyM (ex Ministerio de Energía y Minería) emitida el 18 de agosto de 2017, se reglamentó el régimen del MAT ER (Mercado a Término de Energías Renovables), el cual establece las condiciones para que los GU (Grandes Usuarios) del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) 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. Asimismo, se regulan las condiciones que deben reunir los proyectos de generación de fuentes renovables. En particular, se creó el RENPER (Registro de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable) en el que deberán inscribirse tales proyectos.

Los proyectos destinados al suministro del 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 comercializados en el mercado spot.

Asimismo, los contratos celebrados bajo el régimen de MAT ER se deben administrar y gestionar de acuerdo a los Procedimientos del MEM. 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, pero los volúmenes comprometidos deben estar limitados por la energía renovable producida por el generador o aportada por otros generadores o comercializadores con los cuales posean acuerdos MAT ER.

Pampa procedió a la inscripción de los proyectos Parque Eólico Pampa Energía, o bien PEPE II y PEPE III en el RENPER. Asimismo, se solicitó la correspondiente prioridad de despacho en los términos de la Resolución MEyM N° 281/17, resultando otorgados para el total de capacidad instalada de los dos proyectos. El 10 de mayo de 2019 CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) habilitó PEPE II y PEPE III. La energía producida se comercializa a través de PPA (Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad o Power Purchase Agreement) con privados, por un plazo promedio de aproximadamente 5 años.

Generación Distribuida de Energías Renovables

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. Dicha ley establece la obligación de los prestadores del servicio público de distribución de facilitar dicha inyección, asegurando el libre acceso a la red de distribución, sin perjuicio de las facultades propias de las provincias.

Mediante el Decreto N° 986/18 del PEN (Poder Ejecutivo Nacional) de noviembre de 2018 y la Resolución N° 314/18 de la SGE (ex Secretaría de Gobierno de Energía) de diciembre de 2018 se reglamentó el Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica, con el objetivo de alcanzar la instalación de 1.000 MW en el plazo de 12 años.

En cuanto al esquema de facturación se prevé la compensación entre el consumo y la inyección de cada usuario-generador. Asimismo, las distribuidoras deberán declarar mensualmente a CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) los valores correspondientes a la energía eléctrica inyectada por los usuarios-generadores.

 

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Situación Tarifaria de Transener

La Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario (Ley Nº 25.561) impuso sobre las empresas que brindan servicios públicos, tales como Transener y su controlada Transba, la obligación de renegociar los contratos existentes con el Gobierno mientras se continúa con la prestación del servicio. Esta situación afectó significativamente la situación económica y financiera de Transener y Transba.

En mayo de 2005, Transener y Transba firmaron las Actas Acuerdo con la UNIREN (Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos), con los términos y condiciones de la adecuación de los Contratos de Concesión. En función de las pautas establecidas en las mencionadas Actas Acuerdo, estaba previsto llevar a cabo una RTI (Revisión Tarifaria Integral) ante el ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad) y determinar un nuevo régimen tarifario para Transener y Transba los cuales deberían haber entrado en vigencia en el 2006, y también el reconocimiento de las variaciones en los costos operativos que ocurran hasta la entrada en vigencia del régimen tarifario que resulte de la mencionada RTI.

Desde el año 2006, Transener y Transba han solicitado reiteradamente al ENRE la necesidad de regularizar el cumplimiento de los compromisos establecidos en el Acta Acuerdo, manifestando la demanda de iniciar el proceso de RTI. Asimismo, Transener y Transba presentaron sus pretensiones tarifarias a los efectos de su tratamiento, desarrollo de audiencia pública y definición del nuevo cuadro tarifario.

Acuerdo Instrumental

En diciembre de 2010 Transener y Transba firmaron con SE (ex Secretaría de Energía) y el ENRE un Acuerdo Instrumental al Acta Acuerdo UNIREN, en el cual se establece principalmente el reconocimiento de un crédito a Transener y Transba por las variaciones de costos incurridas en el período junio 2005 – noviembre 2010, calculado a través del Índice de Variación de Costos establecido en el Acta Acuerdo. Dichos créditos eran cedidos en contrapartida con desembolsos de CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico), a través de mutuos.

Habiendo cobrado los citados créditos y aún sin RTI, en mayo de 2013 Transener y Transba, respectivamente, firmaron con la SE y el ENRE un Convenio de Renovación, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2015, en el cual se estableció, entre otros, el reconocimiento de un crédito por las variaciones de costos por el período diciembre 2010 – diciembre 2012. Ante sucesivas demoras para la implementación de la RTI dispuesta en el Acta Acuerdo, la SE y el ENRE fueron extendiendo el reconocimiento de crédito por mayores costos, hasta noviembre de 2015 inclusive. En mayo de 2016, ante la vigencia extinguida del Convenio de Renovación y sin créditos reconocidos remanentes, Transener y Transba continuaron la cobranza de mutuos por parte de CAMMESA, los cuales fueron registrados en forma de pasivos. Finalmente, el 26 de diciembre de 2016 Transener suscribió el último acuerdo con la SE y el ENRE, en el cual se reconocieron créditos por variación de costos a favor de Transener y Transba desde diciembre de 2015 hasta enero de 2017 inclusive. Con fecha 19 de junio de 2017, CAMMESA realizó el último desembolso, cancelando la totalidad de créditos por variaciones de costos.

RTI

Mediante las Resoluciones ENRE Nº 66/17 y Nº 73/17 de febrero de 2017, y sus respectivas modificatorias, se establecieron las tarifas vigentes para el quinquenio 2017/2021. Asimismo, el ENRE estableció el mecanismo de actualización de la remuneración, el régimen de calidad de servicio y sanciones, el régimen de premios y el plan de inversiones a realizar por ambas compañías durante dicho período. En octubre de 2017 el ENRE emitió las Resoluciones N° 516/17 y N° 517/17, haciendo lugar parcialmente a los Recursos de Reconsideración presentados por Transener y Transba, estableciendo en forma retroactiva a febrero de 2017 la base de capital reconocida de AR$8.629 millones y AR$3.575 millones e ingresos regulados otorgados de AR$3.534 millones anuales y AR$1.604 millones anuales para Transener y Transba, respectivamente.

El objetivo del mecanismo de actualización semestral establecido en la Revisión Tarifaria Integral es de mantener el valor en términos reales de la remuneración que perciban Transener y Transba durante todo el período de la RTI correspondiente al quinquenio. La fórmula de ajuste considera las variaciones en el mismo semestre del IPIM (Índice de Precios Internos al por Mayor) apertura productos manufacturados, IPC (Índice de Precios al Consumidor) e Índice de Salarios publicados por el INDEC (Instituto Nacional de Estadística y Censos de Argentina), cuyas ponderaciones son definidas según la estructura de costos e inversiones promedio para el período 2017-2021 en la RTI. Dicho mecanismo de ajuste contempla una cláusula gatillo que pondera la variación semestral del IPIM e IPC publicados por el INDEC, determinada en una variación igual o superior al 5%.

Para el semestre diciembre 2016 – junio 2017, la cláusula gatillo arrojó 9,02% y se habilitó el ajuste semestral, pero fue demorada hasta el 15 de diciembre de 2017, cuando el ENRE emitió las Resoluciones N° 627/17 y N° 628/17, ajustando las remuneraciones de Transener y Transba en un 11,35% y 10,96% respectivamente, para el semestre diciembre de 2016 – junio de 2017, retroactivo al 1 de agosto de 2017.

Mediante las Resoluciones ENRE N° 37/18 y N° 38/18 del 19 de febrero de 2018, rectificadas por las Resoluciones ENRE Nº 99/18 y 100/18 del 5 de abril de 2018, ajustaron las remuneraciones de Transener y Transba en un 24,15% y 23,39%, respectivamente, para el período diciembre 2016 – diciembre 2017, con vigencia desde el 1 de febrero de 2018. El 16 de noviembre de 2018 el ENRE emitió las Resoluciones Nº 280/18 y Nº 281/18, con el ajuste de las remuneraciones de Transener y Transba en un 42,55% y 43,25%, respectivamente, para el período diciembre 2016 – junio 2018, con vigencia desde el 1 de agosto de 2018.

El 22 de marzo de 2019 se emitieron las Resoluciones ENRE N° 67/19 y 68/19, ajustando las remuneraciones de Transener y Transba en un 78,41% y 81,26%, respectivamente, para el período diciembre 2016 – diciembre 2018, con vigencia desde el 1 de febrero de 2019. El 25 de septiembre de 2019 se emitieron las Resoluciones ENRE N° 269/19 y 267/19, ajustando las remuneraciones de Transener y Transba en un 112,41% y 115,75% respectivamente, para el período diciembre 2016 – junio 2019, retroactivo al 1 de agosto de 2019.

Con la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad (Ley N° 27.541), desde el 23 de diciembre de 2019 se estableció que las tarifas de electricidad bajo jurisdicción federal se mantendrían sin cambios y contemplan la posibilidad de iniciar una revisión extraordinaria de la RTI vigente, por un plazo máximo de hasta 180 días. A la fecha, Transener no ha recibido instrucciones del ENRE respecto de la actualización semestral de la remuneración que, de acuerdo a la RTI, debió aplicarse desde el 1 de febrero de 2020 correspondiente al período diciembre 2016 – diciembre 2019.

Distribución de Costos de Transporte entre Usuarios del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista)

Mediante la Resolución N° 1085/17 de SEE (Subsecretaría de Energía Eléctrica) emitida el 28 de noviembre de 2017, con vigencia a partir del 1 de diciembre de 2017, se estableció la metodología de distribución de los costos asociados a la remuneración de las empresas de transporte entre sus usuarios (distribuidores, grandes usuarios, autogeneradores y generadores). Dichos costos se distribuyen en función de la demanda y/o aporte de energía de cada agente del MEM, vinculados directa y/o indirectamente al DisTro (Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión), descontando los costos asignados a los agentes generadores en concepto de costos de operación y mantenimiento del equipamiento de conexión y transformación.

Cabe aclarar que los precios a pagar por las distribuidoras por el transporte de energía eléctrica en el MEM se estabilizan para su pago por los distribuidores y se calculan junto a cada Programación Estacional o Reprogramación Trimestral. En el caso de agentes distribuidores que tengan demanda conectada a diferentes DisTros se establecerá el porcentaje de su demanda que corresponde a cada DisTro; el precio contemplará de manera ponderada la demanda y el precio. Por otro lado, los precios correspondientes a los grandes usuarios del MEM se calculan mensualmente en la transacción económica. Para grandes usuarios del MEM no vinculados directamente al transporte de alta tensión y/o DisTro el valor mensual a aplicar será el correspondiente al del agente que los vincula.

Situación Tarifaria de Edenor

Acta Acuerdo con el Estado Nacional

En febrero de 2006 Edenor suscribió con la UNIREN (Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos) un Acta Acuerdo de Renegociación Contractual, en la cual se establece desde noviembre de 2005 un incremento en el VAD (Valor Agregado de Distribución) promedio del 23% y un adicional del 5% en el VAD asignado a ciertas inversiones específicas en bienes de capital. Asimismo, establece la inclusión de tarifa social, niveles de la calidad del servicio a prestar y plan de inversión mínimo en la red eléctrica a ser cumplido por Edenor, como también la realización de una RTI (Revisión Tarifaria Integral). Ante el incumplimiento de la realización de la RTI, a través de SE (ex Secretaría de Energía) y del ENRE (Ente Nacional Regulador de Electricidad) se emitieron distintas medidas de carácter transitorio tendientes a amortiguar el deterioro operativo y patrimonial de Edenor como consecuencia del estancamiento tarifario. A continuación, exponemos los antecedentes y la situación tarifaria actual.

Resolución SE Nº 250/13

Desde mayo de 2013 la SE dispuso un reconocimiento de costos adeudado a Edenor resultante de la aplicación parcial del MMC (Mecanismo de Monitoreo de Costos), el cual resultó inferior al incremento real. El mismo estaba previsto en el Acta de Acuerdo de Renegociación Contractual de 2007, y no fue debidamente trasladado a tarifas. Dicha medida se llevó adelante mediante la Resolución SE N° 250/13 y sus posteriores extensiones que permitieron compensar dicho reconocimiento con las deudas que Edenor tenía en concepto de PUREE (Programa de Uso Racional de la Energía Eléctrica) y con CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) por las compras de energía. Sin embargo, en febrero de 2016 se emitió la Resolución SE N° 6/16, la cual dejó sin efecto a los MMC.

Resolución ENRE N° 347/12

La Resolución ENRE Nº 347/12 aplicó un monto fijo diferenciado para cada una de las distintas categorías tarifarias, exceptuando a clientes eximidos de abonar el cuadro tarifario sancionado por la Resolución ENRE Nº 628/08. Estos montos se continuaron depositando en una cuenta especial y utilizados exclusivamente para la ejecución de obras de infraestructura y el mantenimiento correctivo de las instalaciones de Edenor dentro de la zona de concesión, siendo administrados por el FOCEDE (Fondo de Obras de Consolidación y Expansión de Distribución Eléctrica). Mediante la Resolución ENRE Nº 2/16 se finalizó el fideicomiso FOCEDE el 31 de enero de 2016 y se estableció un nuevo régimen para los fondos cobrados por la Resolución ENRE Nº 347/12, siendo administrados por Edenor. Con la implementación de la RTI en febrero de 2017, dichos montos dejaron de ser cobrados como un ítem especial en las facturas de los usuarios.

Mutuos – Plan de Inversiones Extraordinario

Debido al retraso en la obtención de la RTI, el Estado Nacional otorgó a Edenor mutuos a los efectos de poder llevar a cabo el plan de inversiones que Edenor considere adecuado. Mediante la Resolución N° 7/16 del MEyM (ex Ministerio de Energía y Minería), CAMMESA suspendió desde febrero de 2016 hasta nueva instrucción todos los efectos de los contratos de mutuos celebrados y las transferencias de recursos a las distribuidoras por cuenta y orden del FOCEDE, por lo que el nuevo plan de obras sería financiado exclusivamente por los fondos percibidos de la tarifa. Los montos adeudados por Edenor en concepto de mutuos y obras fueron compensados con el Estado Nacional en el Acuerdo de Regularización de Obligaciones del 10 de mayo de 2019.

Resolución SE Nº 32/15

En marzo de 2015 se aprobó la Resolución SE Nº 32/15, que implementó un aumento transitorio en los ingresos de Edenor desde febrero de 2015 y a cuenta de la RTI. Además, esta norma resolvió considerar los montos cobrados del PUREE como parte de los ingresos de Edenor. Dicha Resolución no generó aumentos tarifarios a clientes, sino que fue transferido directamente por el Estado Nacional.

No obstante, en enero de 2016 mediante la Resolución ENRE Nº 7/16 se ordenó llevar a cabo los actos necesarios para la realización de la RTI de Edenor, dejar sin efecto los cuadros tarifarios de la Resolución SE N° 32/15 y ajustar el VAD a cuenta de la RTI, dejando sin efecto el PUREE y suspendiendo los contratos de mutuos para inversiones de Edenor. En consecuencia, se emitieron las Resoluciones ENRE N° 1/16 y 2/16 otorgando un nuevo cuadro tarifario para Edenor desde febrero de 2016. En septiembre de 2016 Edenor presentó su propuesta tarifaria para la RTI, aclarando que la misma no contempla el valor que Edenor atribuye a los daños sufridos por la no implementación en tiempo y forma del Acta Acuerdo, como así tampoco la percepción de los ingresos necesarios para hacer frente al pasivo en que Edenor debió incurrir consecuentemente.

RTI

La Resolución ENRE N° 63/17 y modificatorias determinaron los cuadros tarifarios definitivos, la revisión de costos, los niveles requeridos de calidad y demás derechos y obligaciones a aplicar para el quinquenio siguiente por parte de Edenor desde febrero de 2017. Se determinó un límite del 42% en el incremento del VAD resultante de la Revisión Tarifaria Integral desde febrero de 2017, completando el incremento restante en noviembre de 2017 y febrero de 2018. La diferencia del VAD por la gradual aplicación se actualizó en términos reales y se incorporó en 48 cuotas desde febrero de 2018. Los cuadros tarifarios incluyeron los precios establecidos en la reprogramación estacional para el período febrero – abril de 2017 según la Resolución N° 20/17 de SEE (Subsecretaría de Energía Eléctrica).

Sin embargo, tanto la actualización del CPD (Costo Propio de Distribución) prevista para agosto de 2017 como el incremento del VAD previsto para noviembre de 2017 fueron postergados para diciembre de 2017, cuyos cuadros tarifarios fueron fijados mediante la Resolución ENRE N° 603/17 para el bimestre diciembre 2017 y enero 2018, contemplando además del incremento del VAD del 18% y actualización del CPD del 11,6%, ajustados retroactivamente a las fechas que debieron ser implementadas.

Asimismo, mediante la Resolución ENRE N° 33/18 se publicó el cuadro tarifario desde febrero de 2018, aplicando el último incremento del VAD del 17,8%, la actualización del CPD del 22,5% y consideró el monto diferido de AR$6.343 millones a recuperar en 48 cuotas, sujeto a revisión anual cada febrero de 2019 – 2021. Dichas Resoluciones incluyeron precios de electricidad y esquema de bonificaciones a usuarios de tarifa social y con ahorro en el consumo, establecidos en la Resolución SEE N° 1091/17 para los períodos diciembre 2017 – enero 2018 y febrero – abril 2018, posteriormente extendido hasta octubre de 2018 mediante la Disposición SEE N° 44/18.

Cabe señalar que la actualización del CPD del 22,5% contempló el factor E de estímulo a la eficiencia de -2,51%, derivado de la RTI como elemento destinado a transferir a los usuarios de la distribuidora las ganancias de eficiencia esperada a partir del i) el factor X, que captura las ganancias derivadas de las mejoras en la gestión y de la existencia de economías de escala, lo cual reduce el CPD; y ii) el factor Q de inversiones, que captura el impacto del costo de capital y de la evolución de los costos de explotación derivados de las inversiones realizadas por la empresa, lo cual aumenta el CPD.

Respecto de la actualización del CPD previsto para agosto de 2018, Edenor acordó con MinEn (ex Ministerio de Energía) en diferir el 50%. Asimismo, el MinEn acordó implementar las acciones necesarias para la regularización del Acta Acuerdo firmado en 2007 y el Acuerdo Marco. Mediante la Resolución ENRE N° 208/18 se actualizó el CPD en 15,85%, correspondiendo aplicar 7,925% a partir de agosto de 2018, y el restante en seis cuotas mensuales consecutivas a partir de febrero de 2019.

Asimismo, mediante las Disposiciones SEE N° 75/18 y 97/18 se estableció para el período agosto de 2018 – enero de 2019 el precio de referencia de la potencia en AR$10.000/MW-mes, el precio estabilizado para el transporte en AR$64/MWh por el sistema de extra alta tensión y un precio por la distribución troncal según distribuidora, correspondiendo a Edenor AR$0/MWh. Los precios de referencia de energía se fijaron para GUDI (Grandes Usuarios Distribuidoras) en AR$2.283/MWh y para el resto de usuarios en AR$1.470/MWh. Respecto a la tarifa social, se mantuvieron los subsidios a usuarios y los descuentos por ahorro de la Resolución SEE N° 1091/17.

Desde febrero de 2019, mediante la Resolución N° 366/18 de la SGE (ex Secretaría de Gobierno de Energía) se derogó la Resolución SEE N° 1091/17 y, por ende, la tarifa social del Estado Nacional y el esquema de descuento por ahorro, y además se fijó el precio de referencia de la potencia en AR$80.000/MW-mes, con incrementos del 25% y 20% en los meses de mayo y agosto, respectivamente, con vigencia hasta octubre de 2019. El precio estabilizado para el transporte por el sistema de extra alta tensión y el precio por la distribución troncal según distribuidora se mantuvieron sin cambios. Los precios de referencia de energía se fijaron para los GUDI en AR$2.762/MWh para el período febrero – octubre de 2019, y para el resto de los usuarios en AR$1.852/MWh a partir de febrero de 2019, con incrementos del 5% en los meses de mayo y agosto, hasta octubre de 2019.

A través de la Resolución ENRE N° 25/19 se aprobó el cuadro tarifario desde febrero de 2019, reflejando los nuevos precios estacionales descriptos en la Resolución SGE N° 366/18, y mediante la Resolución ENRE N° 27/19 de marzo de 2019, se estableció la actualización del CPD correspondiente al semestre julio 2018 – enero 2019 de un 24%(1) retroactivo a febrero de 2019 y el aumento de CPD del 7,925% oportunamente diferido en agosto de 2018, retroactivo a dicha fecha. Los montos compensatorios por el retroactivo fueron percibidos en cinco cuotas.

En abril de 2019 se enmendó parcialmente la Resolución SGE N° 366/18 mediante la Resolución 14/19 de SRRYME (Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico): se suspendieron los incrementos previstos en mayo y agosto de 2019 para el precio de referencia de la potencia y los incrementos previstos para los usuarios residenciales, mientras que los precios de referencia de energía aumentaron 5% en mayo y agosto de 2019 para GUDI, y 7% en mayo y agosto de 2019 para el resto de los usuarios no residenciales. Asimismo, mediante las Resoluciones SRRYME N° 26/19 y 38/19 se aprobó la programación estacional para los períodos agosto – octubre 2019 y noviembre 2019 – abril 2020, respectivamente, manteniendo sin cambios los precios hasta abril de 2020. Sin embargo, a la fecha dichos aumentos en los precios estacionales para usuarios no residenciales no fueron trasladados a nuevos cuadros tarifarios.

El 19 de septiembre de 2019 Edenor acordó con el Estado Nacional posponer la actualización del CPD equivalente a 19,05% para el 1 de agosto de 2019 hasta el 1 de enero de 2020. Asimismo, se permitió la continuidad de los montos retroactivos aplicados en el período marzo – julio 2019 por CPD oportunamente diferido, siento el remanente a recuperarse en 7 cuotas mensuales y consecutivas desde enero de 2020. Además, el pago de sanciones por parte de Edenor se postergó hasta el 1 de marzo de 2020 en 6 cuotas mensuales. Sin embargo, con la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad (Ley N° 27.541), el 27 de diciembre el ENRE instruyó a Edenor a mantener los cuadros tarifarios vigentes hasta junio de 2020, suspendiendo las actualizaciones previstas tanto del CPD como del precio estacional. Asimismo, contempla la posibilidad de realizar una revisión de la RTI, por hasta 180 días desde la entrada en vigencia de la Ley.

Nota: (1) Incluye el factor E de estímulo a la eficiencia de -1,59%.

Regularización de Obligaciones y Transferencia de Jurisdicción

El 28 de febrero de 2019 el Estado Nacional acordó con la provincia de Buenos Aires y la ciudad de Buenos Aires transferir la jurisdicción de la concesión de Edenor. La provincia de Buenos Aires y la ciudad de Buenos Aires inmediatamente asumieron las erogaciones por tarifa social, se crearía un ente regulador bipartito y el Estado Nacional se comprometió a concluir cuestiones pendientes como el incumplimiento del Acta Acuerdo del 2006, entre otros. Hasta que se efectivice el traspaso, se aplicaría el marco regulatorio nacional.

Por otro lado, el 10 de mayo de 2019 Edenor acordó con el Estado Nacional poner fin a los reclamos recíprocos respecto del Período Tarifario de Transición 2006 – 2016. Edenor desistió de los derechos y acciones contra el Estado Nacional, incluyendo la demanda entablada por Edenor en 2013 por incumplimiento del Acta Acuerdo del 2006, se comprometió en los siguientes 5 años a ejecutar inversiones adicionales a la RTI, abonar ciertas penalidades a usuarios y pagar impuesto a las ganancias generado, implicando un desembolso por un total aproximado de AR$7.600 millones, durante un plazo de 5 años. Por su parte, el Estado Nacional compensó las obligaciones surgidas en dicho período como las deudas comerciales de Edenor por compras de energía, mutuos de inversiones otorgados por CAMMESA y sanciones adeudadas al Tesoro Nacional, sin que ello implique ingreso de fondo alguno a Edenor.

Sin embargo, con la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad, desde el 23 de diciembre de 2019 se definió al ENRE como regulador de Edenor hasta el 31 de diciembre de 2020. Asimismo, Edenor desconoce los lineamientos a seguir por los consumos de asentamientos con medidores comunitarios para períodos no reconocidos y futuros.