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Timestamp: 2019-02-22 14:19:31+00:00

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El Sector Eléctrico de Argentina - Pampa Energia
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.
En enero de 2017 la SEE (“Secretaría de Energía Eléctrica”) publicó la Resolución N° 19E/2017, un nuevo régimen de remuneración para la capacidad vieja que contempla una remuneración por potencia y por energía no combustible en dólares estadounidenses aplicable a partir del 1 de febrero de 2017 y con incrementos graduales hasta el 1 de noviembre de 2017, como también la eliminación de remuneraciones en forma de crédito. Cabe aclarar que se mantuvo vigente la centralización en la compra y entrega de los combustibles por CAMMESA.
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 (“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) y RenovAr 2.0 (Resolución MEyM N° 275-E17)
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 º 95/2013 de la Ex Secretaría de Energía (“SE”), este mercado se limitó al mercado de Energía Plus);
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:
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);
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 del MEM (de acuerdo con el artículo 8 de la Resolución SE Nº 95/2013 y el artículo 4 de la Resolución SE N º 529/2014);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 Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, 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.
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 º 95/2013.
Al 31 de diciembre de 2017, la capacidad instalada de Argentina reportada por CAMMESA fue de 36.505 MW (+2.604 MW respecto al año 2016), compuesta por 62,7% térmica, 30,4% hidroeléctrica, 4,8% nuclear y 2,1% renovable. Las principales habilitaciones comerciales fueron a las unidades correspondientes a la Res. SEE N° 21/16.
Asimismo, durante el año 2017 se registró una disminución del 0,1% en la energía generada, con volúmenes muy similares de 136.035 GWh y 136.135 GWh para los años 2017 y 2016, respectivamente.
La generación térmica continuó siendo el principal recurso para abastecer la demanda, aportando un volumen de energía de 88.462 GWh (65%), seguido por el parque hidroeléctrico que aportó 39.183 GWh neto de bombeo (29%), el nuclear con 5.716 GWh (4%) y la generación renovable con 2.674 GWh (2%). Asimismo, se registraron importaciones por 734 GWh (50% inferiores al 2016), exportaciones por 69 GWh (inferiores a los 327 GWh registrados en el 2016) y pérdidas por 4.274 GWh (2,6% superiores al 2016).
La generación hidroeléctrica fue 10% superior a la registrada en el año 2016. La generación térmica continuó siendo la principal fuente de oferta eléctrica tanto con gas natural como con combustibles líquidos (gas oil y fuel oil) y carbón mineral. La generación nuclear registró una disminución del 26% en relación al año 2016.
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
Térmica 66.465 73.573 82.495 82.712 83.048 86.317 90.068 88.462
Hidroeléctrica 39.672 38.773 35.903 38.556 38.720 39.262 35.727 39.183
Nuclear 6.692 5.892 5.904 5.732 5.258 6.519 7.677 5.716
Renovable – 16 356 1.978 2.301 2.526 2.663 2.674
Total de Generación Eéctrica Argentina 112.829 118.254 124.659 128.978 129.328 134.624 136.135 136.035
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.
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.
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
A través de la Nota SE 5.129/13, se instruyó a CAMMESA a realizar la optimización del despacho de generación y combustibles considerando los valores de costos reales de adquisición que resulten representativos, en concordancia con la condiciones descriptas por CAMMESA en el análisis remitido a la SE con anterioridad. En virtud de dicho cambio, se modificarían las condiciones de despacho vigentes y el mix de combustibles utilizados para la generación.
La autoridad energética ha continuado la política iniciada en el año 2003, mediante la cual la sanción del precio spot del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) se determina en base al 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 Ex Secretaría de Energía (“SE”)). El costo adicional por el consumo de combustibles líquidos se traslada por fuera del precio de mercado sancionado, como sobrecosto transitorio de despacho.
En cuanto a la remuneración de la capacidad de generación, se mantiene sin cambios el régimen de remuneración aprobado en febrero de 2017 a través de la Resolución SE Nº 19/17. Ésta última dejó sin efecto el esquema remunerativo de la Resolución Nº 95/13 y su última modificatoria Resolución SE Nº 22/16, a partir de las transacciones económicas correspondientes al mes de febrero de 2017.
Durante el año 2017, el precio spot promedio mensual de la energía sancionado fue de AR$240 por MWh, dado que el máximo estipulado es dicho precio según la Resolución N° 20/17 de la Secretaría de Energía Eléctrica (“SEE”).
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 con combustibles líquidos como el fuel oil o el gas oil, más otros conceptos menores.
Resolución SEE N° 19/17: Actual Esquema Remunerativo para la Capacidad Vieja
Con fecha 2 de febrero de 2017, la Secretaría de Energía Eléctrica (“SEE”) emitió la Resolución N° 19/17, la cual reemplaza el esquema remunerativo de la Resolución N° 22/16 de la Secretaría de Energía (“SE”) y establece los lineamientos para la remuneración de las centrales de generación a partir del 1 de febrero de 2017.
La Resolución N° 19/17 establece conceptos remunerativos por tecnología y escala, los cuales contemplan precios en dólares estadounidenses que serán abonados en pesos argentinos, conforme al tipo de cambio del Banco Central de la República Argentina (“BCRA”) vigente al último día hábil del mes de la transacción económica correspondiente, y el vencimiento de la transacción es el previsto en Los Procedimientos de CAMMESA (“Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista”).
Remuneración por Disponibilidad de la Potencia
La Resolución N° 19/17 define una remuneración mínima de potencia por tecnología y escala y habilita a los agentes generadores, cogeneradores y autogeneradores titulares de Centrales Térmicas (“CT”) convencionales a ofrecer Compromisos de Disponibilidad Garantizada por la potencia y energía de sus unidades no comprendidas bajo Energía Plus y el Contrato de Abastecimiento al Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) en el marco de la Resolución Nº 220/07.
Los Compromisos de Disponibilidad deberán declararse por cada unidad por el lapso de tres años, conjuntamente con la información para la Programación Estacional Verano (con excepción de 2017, presentado para el período estacional invierno), pudiendo contemplar valores de disponibilidad distintos en los períodos estacionales semestrales de verano e invierno.
Finalmente, los Generadores celebrarán un contrato de Compromiso de Disponibilidad Garantizada con CAMMESA, pero que ésta última podrá cederlo a la demanda según los defina la SE. La remuneración de la Potencia para generadores térmicos con compromisos será proporcional a su cumplimiento.
Aplica a los Generadores sin Compromisos de Disponibilidad
Tecnología / Escala Precio Mínimo (US$ / MW-mes)
Ciclo Combinado (“CC”) Grande Capacidad > 150 MW 3.050
Turbina a Vapor (“TV”) Grande Capacidad > 100 MW 4.350
TV Chica Capacidad ≤ 100 MW, Motores Combustión Interna 5.700
Turbina a Gas (“TG”) Grande Capacidad > 50 MW 3.550
Remuneración Base
Aplica a los Generadores con Compromisos de Disponibilidad.
Período Precio Base (US$ / MW-mes)
Mayo 2017 – Octubre 2017 6.000
Noviembre 2017 en adelante 7.000
Corresponde a una remuneración por la potencia disponible adicional, tendiente a incentivar los Compromisos de Disponibilidad en los períodos de mayor requerimiento del sistema. Bimestralmente, CAMMESA definirá un Objetivo de Generación Térmica Mensual del conjunto de generadores habilitados y convocará a ofertas de disponibilidad de potencia adicional con precios a ofrecer como tope en el precio adicional.
Período Precio Adicional (US$ / MW-mes)
Mayo 2017 – Octubre 2017 1.000
Noviembre 2017 en adelante 2.000
En el caso de las Centrales Hidroeléctricas (“CH”), se estableció una remuneración base y una remuneración adicional de potencia. La disponibilidad de potencia 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.
Se determina por la potencia real más aquella en mantenimiento programado y/o acordado:
Clasificación Precio Base (US$ / MW-mes)
Hidroeléctricas (“HI”) 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
Al igual que en la Resolución SE N° 22/16, 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 aplicará a la central de cabecera un coeficiente de 1,20.
Se aplica a centrales de cualquier escala sobre la disponibilidad real, en función del período de que se trate:
Tipo de Central Período Precio Adicional (US$ / MW-mes)
Convencional Mayo 2017 – Octubre 2017 500
Noviembre 2017 en adelante 1.000
Bombeo Mayo 2017 – Octubre 2017 –
Noviembre 2017 en adelante 500
A partir del mes de noviembre de 2017, la asignación y cobro del 50% de la remuneración adicional estará condicionada a que el generador disponga de un seguro para la cobertura de incidentes mayores sobre el equipamiento crítico a satisfacción de CAMMESA, y a la actualización progresiva 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 SE.
Otras Tecnologías: Eólica
La remuneración se compone de un precio base de US$7,5/MWh y un precio adicional de US$17,5 por MWh, los cuales están vinculados a la disponibilidad del equipamiento instalado, con un tiempo de permanencia operativa superior a los 12 meses contados desde el inicio de la Programación Estacional de Verano.
Remuneración por Energía Generada y Operada
La remuneración por Energía Generada se valoriza a precios variables por tipo de combustible:
Tecnología / Escala En US$ / MWh
Gas Natural Hidrocarburos
CC Grande P > 150 MW 5,0 8,0
TV Grande P > 100 MW 5,0 8,0
TV Chica P ≤ 100 MW 5,0 8,0
TG Grande P > 50 MW 5,0 8,0
Motores Combustión Interna 7,0 10,0
La remuneración por Energía Operada se aplica sobre la integración de las potencias horarias del período (sobre unidades rotando), valorizada a US$2,0 por MWh para cualquier tipo de combustible. En el caso de las CH, los precios por Energía Generada y Operada son:
Energía Generada Energía Operada
HI Medias P > 120 ≤ 300 MW 3,5 1,4
HI Chicas P > 50 ≤ 120 MW 3,5 1,4
Bombeo HI Medias P > 120 ≤ 300 MW 3,5 1,4
HI Renovable Capacidad ≤ 50 MW 3,5 1,4
Remuneración Adicional para Generadores Térmicos de Bajo Uso
La Resolución N° 19/17 establece una remuneración adicional para generadores térmicos de bajo uso y con arranques frecuentes en función de la energía mensual generada por un precio de US$2,6 por MWh por el factor de uso/arranque.
El factor de uso se establece en función del Factor de Utilización de la potencia nominal registrado en el último año móvil, que tendrá un valor de 0,5 para las unidades térmicas con factor de utilización inferior al 30% y de 1,0 para las que su factor de uso haya sido inferior al 15%. Para el resto de los casos el factor será igual a 0,0.
Remuneración Adicional para Generadores Térmicos con Arranques Frecuentes
El factor de arranque se establece en función de los arranques registrados en el último año móvil por cuestiones relativas al despacho económico realizado por CAMMESA. El mismo tendrá un valor de 0,0 para las máquinas con hasta 74 arranques inclusive, de 0,1 para las que registren entre 75 y 149 arranques inclusive y de 0,2 para las que registren más de 150 arranques inclusive. Para el resto de los casos el factor será igual a 0.
Repago de Financiamientos para Mantenimiento Mayores
La Resolución N° 19/17 deja sin efecto la Remuneración Mantenimientos y establece que, para el repago de los mutuos vigentes, aplicable a CT y CH, primero se aplicarán los créditos ya devengados y/o comprometidos para la cancelación de dichos mantenimientos. El saldo se repagará mediante el descuento de US$1 por MWh por la energía generada hasta la cancelación total del financiamiento.
Recategorización de las CH de HINISA (“Hidroeléctrica Los Nihuiles”)
A los efectos de la aplicación del régimen remuneratorio vigente, con fecha 10 de abril de 2017 la SEE dispuso la recategorización como escala chica a las centrales Nihuil I, Nihuil II y Nihuil III. De esta forma, se dio lugar a los reiterados reclamos de la Sociedad desde el año 2013.
Conforme a los términos de la instrucción de la SEE a CAMMESA, la recategorización es aplicable a partir del mes de abril de 2017. El impacto de la recategorización representó, entre otros, un incremento del 50% en la remuneración base de la potencia, que pasó de US$3.000/MW-mes a US$4.500 /MW-mes.
Criterios de Implementación de la Resolucion SEE Nº 19/17
A continuación, se detallan las clasificaciones de CAMMESA a nuestras unidades de capacidad vieja:
Fuente Central Unidad Tecnología Tamaño Escala
Térmica Loma de la Lata (“CTLL”) LDLATG01 TG Grande > 50 MW
LDLATG02 TG Grande > 50 MW
LDLATG03 TG Grande > 50 MW
LDLATG04* TG Grande > 50 MW
Güemes (“CTG”) GUEMTV11 TV Chica ≤ 100 MW
GUEMTV12 TV Chica ≤ 100 MW
GUEMTV13 TV Grande > 100 MW
Genelba (“CTGEBA”) GEBATG01 CC Grande > 150 MW
GEBATG02
GEBATV01
Piedra Buena (“CPB”) BBLATV29 TV Grande > 100 MW
BBLATV30 TV Grande > 100 MW
Hidráulica Diamante (“HIDISA”) ADTOHI HI Media > 120 MW ≤ 300 MW
LREYHB HI de Bombeo Media > 120 MW ≤ 300 MW
ETIGHI HI Renovable – ≤ 50 MW
Los Nihuiles (“HINISA”) NIH1HI HI Chica > 50 MW ≤ 120 MW
NIH2HI HI Chica > 50 MW ≤ 120 MW
NIH3HI** HI Chica > 50 MW ≤ 120 MW
Pichi Picún Leufú (“HPPL”) PPLEHI HI Media > 120 MW ≤ 300 MW
* Sólo 26 MW de la unidad aplica a dicha resolución
** Aplica un coeficiente de 1,20 a la remuneración
TG = turbina a gas
TV = turbina a vapor
CC = ciclo combinado
HI = hidroeléctrica
La Ex Secretaría de Energía (“SE”) aprobó la Resolución N° 1281/06 en la cual se establece ciertas restricciones a la comercialización de energía eléctrica e implementa Energía Plus, el cual consiste en la oferta de disponibilidad de generación adicional. Estas medidas implican que:
Las centrales hidroeléctricas y térmicas sin contratos de combustible no tienen permitido celebrar ningún contrato nuevo;
Los LU300 (Grandes Usuarios con demandas superiores a los 300 kW) serán solamente autorizados a contratar su demanda de energía en el Mercado a Término por el consumo eléctrico efectuado durante el año 2005 (Demanda Base) con las plantas termoeléctricas existentes en el MEM (“Mercado Eléctrico Mayorista”);
La nueva energía consumida por LU300 por encima de la Demanda Base debe ser contratada con generación Energía Plus a un precio libremente negociado entre las partes;
Los nuevos agentes que ingresen al sistema deberán contratar toda su demanda bajo el servicio de Energía Plus; y
Para que las nuevas plantas de generación encuadren dentro del servicio de Energía Plus, deberán contar con contratos de abastecimiento y transporte de combustible.
En el marco de esta normativa, CTG (“Central Térmica Güemes”), 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 de 283 MW.
En caso de no poder satisfacer la demanda de energía correspondiente a un cliente de Energía Plus, el generador tiene que comprar esa energía en el mercado al costo marginal operado. Asimismo, la SE a través de la Nota N° 567/07 y sus modificatorias, implementó el Cargo Medio Incremental de la Demanda Excedente como precio máximo a abonar por los LU300 por su Demanda Excedente, en caso de no tener un contrato de Energía Plus. Actualmente estos valores son de AR$650/MWh para los Grandes Usuarios Mayores y Grandes Usuarios Menores y de AR$0/MWh para los Grandes Usuarios Distribuidoras.
Los valores de los contratos de Energía Plus están denominados en dólares estadounidenses, por lo tanto, expuestos al tipo de cambio nominal y en función del comportamiento de otros costos del MEM (fundamentalmente el Sobrecosto de Contratos MEM), lo cual representa el costo de oportunidad de compra de energía de los Grandes Usuarios. Debido a que la sumatoria de dichos precios se encuentra en valores equivalentes al costo de generación, existe un volumen de clientes que deciden no realizar contratos de Energía Plus. En consecuencia, los generadores deben vender su energía en el mercado spot viendo reducidos sus márgenes de rentabilidad.
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 nueva capacidad de generación en CTLL mediante la instalación de 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 el tercer trimestre de 2018.
En el 2015, el Estado Nacional propuso a los generadores la firma de un nuevo acuerdo. CTLL, CTG, CPB, HINISA e HIDISA suscribieron a dicho acuerdo, 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 la SEE (“Secretaría de Energía Eléctrica”), el acuerdo quedó extinguido.
Notas: CTLL (“Central Térmica Loma de la Lata”), CTG (“Central Térmica Güemes”), CPB (“Central Piedra Buena”), HINISA (“Hidroeléctrica Los Nihuiles”) e HIDISA (“Hidroeléctrica Diamante”).
Resolución SEE N° 21/16: Nueva Capacidad de Generación Térmica
En el marco de la emergencia del sector eléctrico nacional, el 22 de marzo de 2016 la SEE (“Secretaría 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 Demanda Mayorista”) con CAMMESA (“Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista”) por un Precio Fijo (US$/MW-mes) y un Precio Variable (sin incluir combustibles en US$/MWh), que actuó en representación de los distribuidores y grandes usuarios del MEM.
Las subsidiarias de generación de Pampa presentaron cuatro ofertas, de las cuales fueron adjudicadas la expansión de CTLL (“Central Térmica Loma de la Lata”) en 105 MW y la construcción de la 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.
Resolución SEE N° 287/17: Cogeneración y Cierres de Ciclos Combinados
En línea con las medidas para incrementar la oferta de generación de energía eléctrica, con fecha 10 de mayo de 2017 la SEE (“Secretaría de Energía Eléctrica) 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. 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 serán remunerados con un PPA (Power Purchase Agreement o “Contratos de Demanda Mayorista”) con una vigencia de 15 años. La remuneración estaría compuesta por el precio de la potencia disponible, más el costo variable no 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 por la Resolución SEE N° 19/17.
En este marco, se presentaron 19 proyectos de cierre de ciclo combinado por una potencia total de 1.884 MW y 21 proyectos de cogeneración por una potencia total de 2.713 MW. Asimismo, Pampa presentó ofertas por tres proyectos: i) un proyecto de cogeneración en su planta petroquímica Puerto General San Martín; ii) el cierre del ciclo combinado de CTLL (“Central Térmica Loma de la Lata”) y iii) el cierre del ciclo combinado de Genelba Plus.
La SEE a través de su Resolución N° 820-E/17 emitida el 25 de septiembre de 2017, adjudicó sólo tres proyectos de cogeneración (sin incluir el proyecto presentado por la Sociedad) por una potencia de 506 MW y convocó a los restantes oferentes, cuyas ofertas fueron calificadas, a presentar una mejora económica.
Con fecha 18 de octubre de 2017, la SEE a través de la Resolución N° 926-E/17 adjudicó proyectos por una potencia total de 1.304 MW. Entre los nueve proyectos seleccionados, se encuentra el cierre a ciclo combinado de Genelba Plus, el cual aportará una capacidad incremental de 383 MW sobre instalaciones existentes en CTGEBA (“Central Térmica Genelba”), estimando el inicio de la operación comercial a ciclo abierto para el segundo trimestre de 2019 y a ciclo cerrado para el segundo trimestre de 2020.
Medidas para la Promoción de Proyectos de 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 fin de alcanzar dicho objetivo, se establece que los GU (“Grandes Usuarios”) del MEM (“Mercado Eléctrico Mayorista”) y CAMMESA (“Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista”) deberán 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 por MWh.
Adicionalmente, establece diversas medidas de incentivo para la construcción de proyectos de generación de energía de fuentes renovables 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.
A través de la Resolución N° 71/16 del MEyM (“Ministerio de Energía y Minería”), emitida el 17 de mayo de 2016, se dispuso el inicio del proceso de convocatoria abierta RenovAr 1. Pampa presentó cuatro proyectos, de los cuales tres eran parques eólicos en la provincia de Buenos Aires por una potencia total de 200 MW y el cuarto proyecto era un parque solar fotovoltaico de 100 MW a ser instalado en la provincia de Catamarca. El 7 de octubre, mediante la Resolución MEyM N° 213/16, el MEyM determinó las ofertas que resultaron adjudicadas, entre los cuales se encontraba nuestro proyecto PE (“Parque Eólico”) Corti, actual Parque Eólico Ingeniero Mario Cebreiro (“PEMC”), de 100 MW en la provincia de Buenos Aires, ingresando en operación comercial el 8 de junio de 2018.
El 17 de agosto de 2017 el MEyM emitió la Resolución N° 275-E/17, por medio de la cual se abrió la Convocatoria Abierta Nacional e Internacional Programa RenovAr Ronda 2. La convocatoria tuvo por objeto la instalación de hasta 1,2 GW de potencia, tomando en cuenta la fuente de energía, la potencia, la tecnología y la región, con un precio máximo acorde a cada tecnología. El 19 de octubre de 2017 se realizó la apertura de las ofertas técnicas en la cual se presentaron 228 proyectos con una potencia total ofertada de 9,4 GW: 58 proyectos eólicos por 3,8 GW, 99 proyectos solares por 5,3 GW, entre otras tecnologías. Asimismo, mediante las Resolución MEyM N° 473-E/17 y 488-E/17 se adjudicaron en total 2 GW: 12 proyectos eólicos por 1 GW, 17 proyectos solares por 0,8 GW, entre otras tecnologías.
En dicha convocatoria, Pampa presentó los proyectos PE De la Bahía con una potencia ofertada de 49 MW, y PE Las Armas con una potencia ofertada de 32 MW. Ninguno de los dos proyectos presentados fue adjudicado.
A través de la Resolución MEyM 281-E/2017 emitida el 18 de agosto de 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 GU del MEM y los GUDI 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 podrán estar comprometidos bajo otros mecanismos de remuneración (ej.: Programa RenovAr). Sin embargo, se permite que los proyectos comprendidos bajo el Programa Renovar puedan vender a CAMMESA hasta un 10% de la energía excedente a la comprometida bajo PPA (Power Purchase Agreement o “Contratos de Demanda Mayorista”). La energía excedente a la comercializada bajo el MAT ER y PPA con CAMMESA será comercializada en el marco del mercado spot y remunerada conforme a la Resolución SEE N° 19/17.
Asimismo, los contratos celebrados bajo el régimen de MAT ER se administrarán y gestionarán de acuerdo con lo establecido en Los Procedimientos del MEM. Las condiciones contractuales -duración, prioridades de asignación, precios y demás condiciones, sin perjuicio del precio máximo establecido en el artículo 9° de la Ley N° 27.191- podrán ser pactadas libremente entre las partes, pero los volúmenes de energía comprometidos estarán limitados por la energía eléctrica de fuentes renovables producida por el generador o aportada por otros generadores o comercializadores con los cuales aquél posea acuerdos de comercialización.
Pampa procedió a la inscripción de los proyectos PE Las Armas, PE De La Bahía y la ampliación del PE Corti (PE Pampa Energía), actual Parque Eólico Ingeniero Mario Cebreiro (“PEMC”), en el RENPER. Asimismo, se solicitó la correspondiente prioridad de despacho en los términos de la Resolución MEyM N° 281/17, resultando otorgados para los proyectos PE De La Bahía y PE Pampa Energía.
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.
Asimismo, todo proyecto de construcción de edificios públicos nacionales deberá contemplar la utilización de algún sistema de generación distribuida proveniente de fuentes renovables, conforme al aprovechamiento que pueda realizarse y previo estudio de su impacto ambiental en caso de corresponder. Por otro lado, la autoridad de aplicación efectuará un estudio de los edificios públicos nacionales existentes y propondrá la incorporación de un sistema de eficiencia energética, incluyendo capacidad de generación distribuida renovable.
Consejo Federal de la Energía (“CFE”)
A través del Decreto N° 854/17 emitido con fecha 25 de octubre de 2017, se creó el CFE en virtud del Acuerdo Federal Energético, suscripto por el Estado Nacional, CABA (“Ciudad Autónoma de Buenos Aires”), y todas las provincias del país con excepción de San Luis, La Pampa, Río Negro, Misiones y Santiago del Estero. El acuerdo prevé, en líneas generales, la coordinación de las competencias entre la Nación y las provincias y CABA, quedando en cabeza del Poder Ejecutivo Nacional el diseño de la política energética de largo plazo y utilizando como vía de articulación entre otros, al CFE. El CFE tendrá como objeto la planificación y desarrollo del sector a mediano y largo plazo, aconsejar las modificaciones a la legislación aplicable al sector y actuar como asesor.
Los puntos acordados, entre otros, se destaca el compromiso de regularizar la actuación de los entes reguladores, incluyendo la normalización de los entes que están intervenidos o con autoridades transitorias, y ajustar el rol de las empresas públicas prestadoras de servicios públicos a fin de evitar la superposición de funciones con las que corresponden a las autoridades. En materia tarifaria se acordó armonizar las políticas entre las distintas jurisdicciones, establecer un sistema tarifario simple con precios que retribuyan los costos económicos. Asimismo, se promueve que las normas y programas que dicten las autoridades no ocasionen distorsiones en la aplicación de regalías u otros ingresos provinciales.
Finalmente, en los aspectos tributarios, los participantes se comprometieron a definir los criterios sobre la fijación de impuestos que incidan sobre el sector, a fin de fomentar inversiones y lograr un balance en la participación de la renta entre las jurisdicciones.
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 los meses de febrero de 2006 y mayo de 2006, respectivamente; y también el reconocimiento de los mayores 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 solicitaron al ENRE la necesidad de regularizar el cumplimiento de los compromisos establecidos en el Acta Acuerdo, manifestando el incumplimiento del ENRE de los compromisos establecidos en la misma, sus consecuencias y su disponibilidad a continuar el proceso de RTI en la medida que se continúe con la vigencia de los restantes compromisos asumidos por las partes y se resuelva el nuevo régimen resultante del 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.
Con el fin de comenzar a regularizar la situación tarifaria, en diciembre de 2010 Transener y Transba firmaron con la 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 obtenidas en el período junio 2005 – noviembre 2010, calculado a través del IVC (“Índice de Variación de Costos”) establecido en el Acta Acuerdo. Dichos créditos eran cedidos en contrapartida con desembolsos de CAMMESA (“Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista”), 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.
Diferencias por conexión y capacidad (En AR$ Millones) Transba Transener Total
Junio 2005 – Noviembre 2010 Capital 59,6 121,7 181,3
Intereses 52,2 126,9 179,1
Inversiones Adicionales 22,3 41,1 63,4
Diciembre 2010 – Diciembre 2012 Capital 240,2 592,4 832,6
Intereses 62,4 152,3 214,7
Enero 2013 – Mayo 2014 Capital 210,4 544,9 755,3
Intereses 30,3 77,2 107,5
Junio 2014 – Noviembre 2014 Capital 161,1 502,4 663,5
Intereses 17,1 61,2 78,4
Diciembre 2014 – Mayo 2015 Capital 123,8 373,3 497,2
Intereses 13,2 40,6 53,8
Inversiones Adicionales 180,6 95,0 275,6
Junio 2015 – Noviembre 2015 Capital 136,6 413,6 550,2
Intereses 13,8 45,8 59,6
Diciembre 2015 – Enero 2017 Capital 514,7 1.502,9 2.017,5
Subtotal Reconocido al 31/12/2016 1.860,6 4.732,6 6.593,1
Capital e intereses devengados 65,2 125,8 191,0
Total Reconocido al 31/12/2016 1.925,8 4.858,4 6.784,1
Capital e intereses devengados 66,4 411,8 478,2
Total Reconocido al 31/12/2017 1.992,2 5.270,2 7.262,4
El 28 de septiembre de 2016, en el marco de la instrucción dada por la Resolución N° 196/16 del MEyM (“Ministerio de Energía y Minería”), el ENRE emitió la Resolución N° 524/16, aprobando el programa a aplicar para la RTI del Transporte de Energía Eléctrica. La audiencia pública de defensa de la propuesta se llevó a cabo en diciembre de 2016.
El 31 de enero de 2017 el ENRE emitió las Resolución Nº 66/17 Nº 73/17, mediante las cuales se establecieron las tarifas vigentes para el quinquenio 2017/2021, siendo la base de capital reconocida de AR$8.343 millones y AR$3.397 millones e ingresos regulados otorgados de AR$3.274 millones y AR$1.499 millones para Transener y Transba, respectivamente. 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.
A raíz de la discrepancia entre la propuesta de Transener y Transba, y lo otorgado para la RTI, con fecha 7 y 21 de abril de 2017, Transener y Transba presentaron un Recurso de Reconsideración contra las Resoluciones ENRE N° 66/17, 84/17 y 139/17 y N° 73/17, 88/17 y 138/17, respectivamente. En términos consolidados, el Recurso de Reconsideración principalmente solicitó aumentos adicionales respecto de la base de capital concedida por aproximadamente 50% e ingresos regulatorios por 28%.
En consecuencia, el 25 de octubre de 2017, el ENRE emitió las Resoluciones N° 516/17 y N° 517/17, haciendo lugar parcialmente a los Recursos presentados por Transener y Transba. Como resultado de dicho proceso, el ENRE estableció 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. Sin perjuicio de ello, los planteos realizados por Transener y Transba respecto de la valuación de la base de capital sobre la cual se aplica la rentabilidad fijada por la Resolución ENRE Nº 553/2016, y otros aspectos no resueltos favorablemente, continuarán su trámite ante la SEE (“Secretaría de Energía Eléctrica”) en virtud de la alzada interpuesta en forma subsidiaria a los recursos de reconsideración.
Por otra parte, durante el ejercicio 2017, Transener y Transba solicitaron el reconocimiento de los daños y perjuicios por el período mayo 2013 – enero 2017 por los incumplimientos del Estado Nacional respecto del ajuste de la remuneración por la prestación del servicio público de transporte de energía eléctrica en alta tensión y por distribución troncal de la provincia de Buenos Aires, conforme las reales variaciones de costos según el Régimen Tarifario de Transición; y de la falta de remuneración de la base de capital y la rentabilidad razonable que debía resultar de la RTI.
Asimismo, el objetivo del mecanismo de actualización semestral establecido en la RTI 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. Dicho mecanismo contempla una cláusula gatillo que pondera la variación semestral del IPIM (“Índice de Precios Internos al por Mayor”) e IPC (“Índice de Precios al Consumidor”) publicados por el INDEC (“Instituto Nacional de Estadística y Censos de Argentina”), habiendo sido determinada en una variación igual o superior al 5% (siendo su máximo valor), representando el 30% de la inflación prevista para 2017 en el Presupuesto Nacional.
Para el semestre diciembre 2016 – junio 2017, la cláusula gatillo arrojó 9,02% y se habilitó el ajuste semestral de la remuneración de Transener y Transba, considerando las variaciones en el mismo semestre del IPIM apertura productos manufacturados, IPC e Índice de Salarios publicados por el INDEC, cuyas ponderaciones son definidas según la estructura de costos e inversiones promedio para el período 2017-2021 en la RTI. Sin embargo, la aplicación del mismo fue demorado 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, con retroactividad al 1 de agosto de 2017.
Asimismo, con fecha 19 de febrero de 2018, el ENRE emitió las Resoluciones N° 37/18 y N° 38/18, mediante las cuales se ajustaron las remuneraciones de Transener y Transba en un 24,41% y 23,62% respectivamente (ambos incluyen 0,2% de ajuste por el Factor X – factor de estímulo a la eficiencia que transfiere reducciones de costos a los usuarios), para el período diciembre 2016 – diciembre 2017, a aplicar sobre el esquema de remuneración a febrero de 2017.
Resolución SEE N° 1085/17
Mediante la Resolución SEE N° 1085/17 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 los usuarios de los Sistemas de Transporte. Dichos costos se distribuyen en función de la demanda y/o aporte de energía de cada agente del MEM (“Mercado Eléctrico Mayorista”) (distribuidores, grandes usuarios, autogeneradores y generadores), vinculados directa y/o indirectamente al DisTro (“Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y/o Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal”), 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 entre Edenor y el Estado Nacional
El 13 de 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 a partir del 1° de noviembre de 2005 un incremento en el margen de distribución promedio del 23% que no puede producir un aumento en la tarifa media del servicio superior al 15% y un aumento adicional promedio del 5% en el VAD (“Valor Agregado de Distribución”), asignado a ciertas inversiones específicas en bienes de capital, asimismo establece la inclusión de una tarifa social, los niveles de la calidad del servicio a prestar y un plan de inversión mínimo en la red eléctrica a ser cumplido por Edenor, como también la realización de una RTI (“Revisión Tarifaria Integral”).
Durante los últimos años posteriores a la firma del Acta Acuerdo y ante el incumplimiento de la realización de la RTI, a través de la SE (“Ex Secretaría de Energía”) y del ENRE (“Ente Nacional Regulador de la 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 32/15
Como consecuencia de la demora en instrumentar el Acta Acuerdo y a los efectos de solventar los gastos e inversiones asociados a la normal prestación del servicio, con fecha 11 de marzo de 2015 la SE aprobó, mediante la Resolución SE Nº 32/15, un aumento transitorio en los ingresos de Edenor desde el 1 de febrero de 2015 y a cuenta de la RTI que oportunamente se lleve a cabo. Estos ingresos surgen de la diferencia mensual generada entre un cuadro tarifario teórico plasmado en un anexo de dicha resolución y los cuadros vigentes en ese entonces para cada categoría tarifaria. Adicionalmente esta norma resolvió considerar a los montos cobrados del PUREE (“Programa de Uso Racional de la Energía Eléctrica”) como parte de los ingresos de Edenor. Cabe señalar que dicha resolución no generó aumentos en el cuadro tarifario aplicado a los clientes, sino que fue transferido directamente por el Estado Nacional. Dicha resolución dejó de tener vigencia el 1 de febrero de 2016, con la emisión de las Resoluciones SE N° 6/16 y 7/16.
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 solamente a los 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 fueron 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”).
Posteriormente, el 29 de enero de 2016 con la emisión de la Resolución ENRE Nº 2/16, se establece la finalización del fideicomiso FOCEDE el 31 de enero de 2016 y un nuevo régimen para los fondos cobrados por la Resolución ENRE Nº 347/12, los cuales dejaron de ser depositados en el mencionado fideicomiso y fueron administrados por Edenor.
Finalmente, con la implementación de la RTI para Edenor en febrero de 2017, dichos montos fijos para obras y mantenimiento dejaron de ser cobrados como un ítem especial en las facturas de los usuarios.
Resolución SE N° 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”), cuyo resultado era 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 el dictado de la Resolución SE N° 250/13 y sus posteriores extensiones que han permitido compensar dicho reconocimiento con las deudas que Edenor ha generado en concepto de PUREE y con CAMMESA (“Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista”) por las compras de energía. Dicha resolución dejó de tener vigencia el 1 de febrero de 2016, con la emisión de las Resoluciones SE N° 6/16 y 7/16.
Mutuos – Plan de Inversiones Extraordinario
Debido al retraso en la obtención de la RTI, Edenor ha obtenido del Estado Nacional el otorgamiento de 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 (“Ministerio de Energía y Minería”), CAMMESA suspendió, a partir del 1 de 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 será financiado exclusivamente por los fondos percibidos de la tarifa.
Asimismo, mediante la Resolución N° 840-E/2017 de SEE (“Secretaría de Energía Eléctrica”) publicada en el boletín oficial el día 4 de octubre de 2017, se reconoció a favor de Edenor la suma de AR$323 millones en concepto de obras ejecutadas con anterioridad a la finalización del FOCEDE, implementado oportunamente para la administración de los fondos generados por aplicación de la Resolución del ENRE N° 347/12.
Proceso de Transición Tarifaria
Con fecha 27 de enero de 2016 y mediante la Resolución Nº 6/16, el MEyM aprobó la reprogramación trimestral de verano de los meses de febrero a abril de 2016 para el MEM (“Mercado Eléctrico Mayorista”), fijando nuevos precios de referencia de la energía que se aplican a usuarios con suministros mayores a 300 kW de potencia en aproximadamente AR$770/MWh, en AR$320/MWh para el resto de los usuarios, un esquema de descuentos para usuarios residenciales que ahorren y AR$30/MWh para aquellos usuarios residenciales con tarifa social, subsidiando 150 kWh-mes a un precio AR$0/MWh. Además, instruyó al ENRE a aplicar una tarifa social al universo de usuarios de Edenor que resulten de la aplicación de los criterios definidos y a disponer el pago mensual del servicio.
El 27 de enero de 2016, el MEyM instruyó al ENRE mediante la Resolución Nº 7/16 a llevar a cabo los actos que fueran necesarios para proceder con la realización de la RTI de Edenor, dejar sin efecto los cuadros tarifarios resultantes de la Resolución SE N° 32/15 e instruyó al ENRE a realizar un ajuste al VAD a cuenta de la RTI en los cuadros tarifarios de Edenor, dejando sin efecto el PUREE y suspendiendo los contratos de mutuos para inversiones celebrados con Edenor. En consecuencia, el 29 de enero de 2016 el ENRE emitió las Resoluciones N° 1/16 y 2/16 otorgando un nuevo cuadro tarifario para Edenor con vigencia a partir del 1 de febrero de 2016.
En base a la instrucción del MEyM mediante la Resolución N° 7/16, el ENRE aprobó, mediante la Resolución N° 55/16, el Programa para la RTI de distribución en el año 2016, estableciéndose los criterios y la metodología para el proceso de RTI y su cronograma, incluyendo la respectiva audiencia pública.
En cumplimiento del Programa mencionado, el 5 de septiembre de 2016 Edenor presentó ante el ENRE su propuesta tarifaria. En dicha presentación se aclaró que la propuesta no contempla el valor que Edenor atribuye a los daños sufridos como consecuencia de 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 ha debido incurrir también como consecuencia de dicho incumplimiento. El día 28 de octubre de 2016 se llevó a cabo la audiencia pública.
Con fecha 31 de enero de 2017, el ENRE emitió la Resolución N° 63/17, y en conjunto con sus modificatorias, Resoluciones ENRE N° 82 y 92 /17, se determinaron los cuadros tarifarios definitivos, la revisión de costos, los niveles requeridos de calidad y demás derechos y obligaciones a aplicar para el próximo quinquenio por parte de Edenor a partir del 1 de febrero de 2017.
Las mencionadas resoluciones indican que el ENRE, por instrucción del MEyM limite el incremento del VAD surgido como resultado del proceso de RTI a aplicar a partir del 1 de febrero de 2017, a un máximo de 42% respecto del VAD vigente a la fecha de emisión de la mencionada resolución, debiendo completar la aplicación del valor restante del nuevo VAD, en dos etapas, la primera en noviembre 2017 y la última, en febrero de 2018. Adicionalmente, el ENRE deberá reconocer a Edenor la diferencia del VAD que se produce por la aplicación de la gradualidad del incremento tarifario reconocido en la RTI, en 48 cuotas a partir del 1 de febrero de 2018, las cuales se incorporarán al valor del VAD resultante a esa fecha.
Los mencionados cuadros tarifarios incluyen los precios establecidos en la Resolución SEE N° 20/17 emitida el 27 de enero de 2017, mediante la cual se aprobó la reprogramación estacional de verano para el MEM para el período comprendido entre el 1 de febrero y 30 de abril de 2017, fijando en AR$3.157 por MW-mes el precio de referencia de la potencia, y diferenciando los precios de referencia de la energía que se aplican a clientes con suministros mayores a 300 kW de potencia en aproximadamente AR$1.070 por MWh y en AR$640 por MWh para el resto de los usuarios; correspondiendo a este último precio, un esquema de descuento de entre 25% y 85% para aquellos clientes residenciales cuya demanda no alcance los 10 kW, según el ahorro respecto del consumo registrado en igual mes del año 2015, respetando AR$0 por MWh para un consumo base de ciertas categorías de tarifa social. Por otro lado, sólo para el mes de febrero 2017 exclusivamente, siendo un mes de alta demanda de energía eléctrica y atendiendo a los principios de gradualidad y razonabilidad, se dispuso de una bonificación del 37,5% aplicable sobre los precios estacionales.
El 17 de agosto de 2017, en cumplimiento de lo dispuesto en el Subanexo 2 del contrato de concesión “Procedimiento para la determinación del cuadro tarifario”, Edenor presentó al ENRE para su consideración el cuadro tarifario calculado para ser aplicado desde el mes de agosto 2017. Dicha nota contenía además el cálculo de ajustes ex post por diferencial de costos no trasladados a tarifas, así como la variación del CPD (“Costo Propio de Distribución”), arrojando este último un valor de 11,6% para el semestre enero a junio de 2017.
A su vez, el 27 de octubre de 2017, en cumplimiento de lo dispuesto en la RTI, Edenor presentó al ENRE para su consideración el cuadro tarifario calculado para ser aplicado desde el mes de noviembre 2017, contemplando el incremento del 18% sobre el VAD.
El 31 de octubre de 2017, el ENRE informó mediante Nota N° 128.399, en virtud de la instrucción realizada por el MEyM de postergar para el 1 de diciembre de 2017 la aplicación del incremento sobre el VAD previsto en la RTI para el 1 de noviembre 2017, así como la aplicación de la actualización del CPD que debió realizarse el agosto 2017, ambos debiendo reconocerse en términos reales el resultado de dichos diferimientos utilizando el mecanismo de actualización establecido en la Resolución ENRE N° 63/2017 de la RTI.
Con fecha 17 de noviembre de 2017, el MEyM presentó ante audiencia pública convocada mediante Resolución N° 403-E/17, entre otros temas, los nuevos precios de referencia de la potencia y energía en el MEM, correspondientes al período estacional de verano 2017-2018, alcanzando la cobertura de casi el 100% del costo monómico del MEM para diciembre de 2018. A continuación de dicha audiencia se realizó otra convocada por Resolución ENRE N° 526/2017, en la cual se informó el impacto que tuvieron los nuevos precios estacionales, el aumento del VAD y el reconocimiento de costos en las facturas de los usuarios de Edenor.
Mediante la Resolución ENRE N° 603/17 del 30 de noviembre de 2017, se fijó un nuevo cuadro tarifario a aplicar para el bimestre diciembre 2017 y enero 2018, contemplando además del incremento del VAD del 18% y actualización del CPD del 11,6%, un ajuste retroactivo en términos reales a noviembre de 2017 y a agosto de 2017, respectivamente. Adicionalmente, se consideraron los incrementos de los precios de referencia de la potencia, los precios estabilizados de la energía y la transferencia de los precios estabilizados del transporte al usuario final, según Resolución SEE N° 1091/17. Asimismo, se establecieron el precio de referencia de la potencia, el precio estabilizado de la energía y el precio estabilizado para el transporte para los períodos diciembre 2017 – enero 2018 y febrero 2018 – abril 2018. Para ambos períodos, se fijó en aproximadamente AR$3.157 por MW-mes el precio de referencia de la potencia y el precio estabilizado para el transporte en AR$44/MWh por el sistema de extra alta tensión y un precio por la distribución troncal según distribuidora, correspondiendo en el caso de Edenor AR$1,1/MWh.
Con respecto a los precios de referencia de energía, se aplicaron diferenciando a clientes con suministros mayores a 300 kW de potencia en AR$1.395/MWh para ambos períodos, en AR$880/MWh para el resto de los usuarios durante el período diciembre 2017 – enero 2018 y AR$1.081/MWh para el resto de los usuarios durante el período febrero 2018 – abril 2018.
Asimismo, en dicha resolución se aprobó un nuevo esquema a aplicar a los usuarios de tarifa social. El mismo consiste en una bonificación en el precio estabilizado de la energía eléctrica en el MEM que se verá reflejada como un subsidio directo del Estado Nacional en la factura del usuario beneficiado. El ENRE deberá verificar la neutralidad en el producido tarifario de la distribuidora, debiendo en su caso realizarse ajustes posteriores que correspondieran. Para aquellos clientes residenciales cuya demanda no alcance los 10 kW, se mantuvo el esquema de descuento por ahorro respecto del consumo registrado en igual mes del año 2015, si el ahorro fuera no menor al 20% correspondiendo un descuento del 10%. Por otro lado, se mantuvo el esquema de tarifa social por los consumos base de la Resolución SEE N° 20/17, pero con un descuento de 50% sobre el excedente de hasta 150 kWh/mes sobre el consumo base.
Finalmente, mediante la Resolución ENRE N° 33/18 emitida el 31 de enero de 2018, se publicó un nuevo cuadro tarifario con vigencia a partir del 1 de febrero de 2018, el cual contempla los nuevos precios de referencia de potencia y energía, aplica el último incremento del VAD de 17,8%, la actualización del CPD correspondiente al semestre agosto 2017 – enero 2018 de un 22,5% y considera el monto total diferido de AR$6.343 millones a recuperar en 48 cuotas, el cual incluye las correspondientes actualizaciones del CPD desde febrero 2017 y está sujeto a revisión anual en el mes de febrero de 2019, 2020 y 2021.
Cabe señalar que la actualización del CPD del 22,5% contempla 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 densidad, 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.

References: Resolución 
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 artículo 8
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 artículo 4
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 artículo 9
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