Source: https://ri.pampaenergia.com/nuestros-activos/electricidad/el-sector-electrico-de-argentina/
Timestamp: 2020-04-09 23:05:26+00:00

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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.
En enero de 2017 la SEE (“Subsecretaría 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.
Sin embargo, en noviembre de 2018, la Resolución N° 70/2018 de la SGE (“Secretaría de Gobierno de Energía”) enmendó la Resolución SE N° 95/2013, facultando a agentes generadores, cogeneradores y autogeneradores del MEM 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 valorizará de acuerdo al mecanismo de reconocimiento de los CVP (“Costo Variable de Producción”), normalizado por CAMMESA. Cabe aclarar que para aquellos agentes que “no hagan o no puedan” hacer uso de dicha facultad, CAMMESA continuará con la gestión comercial y el despacho de combustibles.
Asimismo, en marzo de 2019, el régimen de remuneración para la capacidad vieja de la Resolución SEE N° 19E/2017 fue reemplazado por la Resolución N° 1/2019 de la SRRYME (“Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico”), con un nuevo régimen de remuneración en dólares estadounidenses aplicable a partir del 1 de marzo de 2019, principalmente afectando a las generadoras térmicas con menor remuneración por potencia para determinados meses del año y según el factor de utilización de la unidad, además de menor remuneración por operación y mantenimiento.
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), 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
Mercado Eléctrico Mayorista («MEM»)
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”));
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.
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»);
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 administración de combustibles para los generadores aplicables del MEM;y
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.
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 2018, la capacidad instalada de Argentina reportada por CAMMESA fue de 38.538 MW (+2.033 MW respecto al año 2017), compuesta por 63,7% térmica, 28,0% hidroeléctrica, 4,6% nuclear y 3,8% renovable. Las principales habilitaciones comerciales fueron a las unidades correspondientes a la Res. N° 21/16 de la Subsecretaría de Energía Eléctrica («SEE»).
Asimismo, durante el año 2018 se registró un aumento del 0,8% en la energía generada, con volúmenes de 137.199 GWh y 136.064 GWh para los años 2018 y 2017, respectivamente.
La generación térmica continuó siendo el principal recurso para abastecer la demanda, aportando un volumen de energía de 87.725 GWh (64%), seguido por el parque hidroeléctrico que aportó 39.671 GWh neto de bombeo (29%), el nuclear con 6.453 GWh (5%) y la generación renovable con 3.350 GWh (2%). Asimismo, se registraron importaciones por 344 GWh (53% inferiores al 2017), exportaciones por 280 GWh (superiores a los 69 GWh registrados en el 2017) y pérdidas por 4.337 GWh (3% superiores al 2017).
La generación hidroeléctrica neta de bombeo incrementó levemente sus volúmenes de aporte respecto a las registrada en el año 2017 (+1%), mientras que la generación nuclear registró un aumento del 13% y la renovable evidenció un incremento del 27%, principalmente debido a las habilitaciones comerciales bajo el programa RenovAr. Estas subas fueron levemente compensadas por una reducción en la generación térmica del 1% con respecto al año 2017.
Tipo de Generación 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Térmica 66.465 73.573 82.495 82.953 83.048 86.340 90.099 88.530 87.725
Hidroeléctrica 39.672 38.773 35.903 39.830 40.175 39.262 35.727 39.183 39.671
Nuclear 6.692 5.892 5.904 5.732 5.258 6.519 7.677 5.716 6.453
Renovable – 16 356 462 849 2.504 2.632 2.635 3.350
Total de Generación Eéctrica Argentina 112.829 118.254 124.659 128.978 129.330 134.624 136.135 136.064 137.199
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. 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.
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»).
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»).
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 N° 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. Asimismo, mediante la Resolución N° 25/18 de la Secretaría de Gobierno de Energía (“SGE”) 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, se mantiene sin cambios el régimen de remuneración de la Resolución SE N° 19/17, la cual está vigente desde las transacciones económicas correspondientes al mes de febrero de 2017.
Hasta el mes de octubre de 2018, 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 Subsecretaría de Energía Eléctrica («SEE»). A partir del mes de noviembre de 2018, dicho precio pasó a AR$480 por MWh, de acuerdo a la Disposición SEE N° 97/18.
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.
La Resolución SE N° 95/13 dispuso que los agentes generadores no podían renovar ni prorrogar sus contratos de suministro de combustibles con sus proveedores, quedando el suministro de combustible centralizado en CAMMESA. Esta disposición se mantuvo vigente con la Resolución SEE N° 19/17.
Sin embargo, mediante la Resolución SGE N° 70/18 se facultó a los agentes generadores, cogeneradores y autogeneradores del MEM a adquirir los combustibles que necesitan para su generación, aplicándose en primer lugar para las unidades correspondientes a la capacidad vieja (con esquema remunerativo bajo Resolución SEE N° 19/17), posteriormente ampliándose a las unidades con contratos de abastecimiento con CAMMESA. Para su instrumentación, se respetaron los precios máximos del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (“PIST”) con destino a la generación de electricidad a ser comercializada en el MEM, establecidos mediante la Resolución N° 46/18 del Ex Ministerio de Energía (“MinEn”) para el año 2018 y la Nota SGE N° 66680075/18 para el año 2019.
El 8 de febrero de 2019 la SGE emitió la Nota N° 07973690, mediante la cual se instruyó a CAMMESA a reconocer en los Costos Variables de Producción (“CVP”) declarados a partir del 18 de febrero de 2019 y para cada quincena subsiguiente, el precio máximo de gas equivalente al promedio ponderado por cuenca que hubiera resultado en caso de que la totalidad del gas natural de producción nacional necesaria para la generación térmica se hubiera adquirido por CAMMESA mediante los contratos adjudicados en la última subasta realizada en el Mercado Electrónico de Gas (“MEGSA”).
Cabe aclarar que para aquellos agentes que “no hagan o no puedan” hacer uso de dicha facultad, CAMMESA continuará con la gestión comercial y el despacho de combustibles.
Resolución SEE N° 19/17: Viejo 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 reemplazó el esquema remunerativo de la Resolución N° 22/16 de la Secretaría de Energía (“SE”) y sus modificatorias, y establece los lineamientos para la remuneración de las centrales de generación entre el 1 de febrero de 2017 y 28 de febrero de 2019.
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 (“DIGO”) por la potencia y energía de sus unidades no comprendidas bajo Energía Plus y Contratos de Demanda Mayorista (“PPA”) con el Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) en el marco de la Resolución N° 220/07.
Los DIGO deberán declararse por cada unidad por el lapso de tres años, conjuntamente con la información para la Programación Estacional Verano, pudiendo contemplar valores de disponibilidad distintos en los períodos estacionales semestrales de verano e invierno.
Finalmente, los generadores celebrarán un contrato de DIGO 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 DIGO
Aplica a los Generadores con DIGO.
Corresponde a una remuneración por la potencia disponible adicional, tendiente a incentivar los DIGO 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.
A partir del mes de noviembre de 2017, la asignación y cobro del 50% de la remuneración adicional está 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 Secretaría de Gobierno de Energía (“SGE”).
CC Grande Capacidad > 150 MW 5,0 8,0
TV Grande Capacidad > 100 MW 5,0 8,0
TV Chica Capacidad ≤ 100 MW 5,0 8,0
TG Grande Capacidad > 50 MW 5,0 8,0
HI Medias Capacidad > 120 ≤ 300 MW 3,5 1,4
HI Chicas Capacidad > 50 ≤ 120 MW 3,5 1,4
Bombeo HI Medias Capacidad > 120 ≤ 300 MW 3,5 1,4
La Resolución SE 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.
Suspensión de los Contratos en el Mercado a Término (“MAT”)
La Resolución SE N° 95/13 estableció la suspensión de contratos en el MAT (excluidos los que se deriven de un régimen de remuneración diferencial), así como su prórroga o renovación. De haber contratos vigentes de la Resolución SE N° 95/13, continuarán administrándose por CAMMESA hasta su finalización, y luego los Grandes Usuarios (“GU”) deberán adquirir su suministro directamente de CAMMESA conforme a las condiciones que al efecto establezca la SE. Esta disposición sigue en vigente con la Resolución SEE N° 19/17.
Criterios de Implementación de la Resolución SEE N° 19/17
Térmica Loma de la Lata («CTLL») LDLATG01 TG Grande > 50 MW
Güemes («CTG») GUEMTV11 TV Chica ≤ 100 MW
Genelba («CTGEBA») GEBATG01 CC Grande > 150 MW
Piedra Buena («CPB») BBLATV29 TV Grande > 100 MW
Hidráulica Diamante («HIDISA») ADTOHI HI Media > 120 MW ≤ 300 MW
Los Nihuiles («HINISA») NIH1HI HI Chica > 50 MW ≤ 120 MW
Pichi Picún Leufú («HPPL») PPLEHI HI Media > 120 MW ≤ 300 MW
Para el caso de la unidad GUEMTG01 de CTG y la unidad GEBATG03 de CTGEBA, en el marco de lo establecido en el Artículo 6 de la Resolución SE N° 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 en Resolución SEE N° 19/17, quedando el costo del combustible provisto por CAMMESA fuera de la transacción.
Resolución SRRYME N° 1/19: Actual Esquema Remunerativo para la Capacidad Vieja
El 1 de marzo de 2019 se publicó la Resolución N° 1/19 de la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico (“SRRYME”), por la cual se derogó la Resolución N° 19/17 de la Subsecretaría de Energía Eléctrica (“SEE”) y se estableció modificaciones al régimen de remuneración para los agentes autogeneradores, cogeneradores y generadores del Mercado Electrico Mayorista (“MEM”) que no tengan contratos que contemplen un régimen diferenciado de remuneración.
La Resolución SRRYME N° 1/19 establece que el Organismo Encargado del Despacho (“OED”) convertirá los valores nominados en dólares estadounidenses a pesos argentinos, utilizando la tasa de cambio publicada por el Banco Central de la República Argentina (“BCRA”) Comunicación ‘A’ 3500 (Mayorista)”, del día anterior a la fecha de vencimiento de las transacciones económicas.
La remuneración bajo Resolución SRRYME N° 1/19 se mantiene conformada por un pago por potencia y otro por energía (energía generada y energía operada).
Los generadores que no declaren Compromisos de Disponibilidad Garantizada (“DIGO”), les será aplicable al precio base de la potencia, el cual se detalla a continuación:
Tecnología / Escala Precio Base de la Potencia (US$ / MW-mes)
CC Chico Capacidad > 150 MW 3.400
TV Chica Capacidad ≤ 100 MW, Motores Combustión Interna 5.200 (antes 5.700)
TG Chica Capacidad > 50 MW 4.600
Asimismo, la Resolución SRRYME N° 1/19 establece un esquema de ofertas de DIGO por períodos trimestrales: a) verano (diciembre, enero y febrero); b) invierno (junio, julio y agosto) y c) “Resto”, conformado por dos trimestres (marzo, abril y mayo y septiembre, octubre y noviembre).
Los agentes que declaren con DIGO se les aplicará el precio de la potencia garantizada y será igual a US$7.000/MW-mes en los trimestres de verano e invierno y de US$5.500/MW-mes para los trimestres “Resto”.
Adicionalmente, la remuneración por potencia ―indistintamente si el agente declara DIGO o no― va a estar afectada por un factor de uso o utilización, equivalente al promedio del factor de despacho de la unidad generadora en el año móvil previo al mes en cálculo, y aplica un rango de coeficiente entre 70% y 100% del precio de la potencia si el factor de uso es i) mayor al 70%, se abona el 100% de la remuneración por potencia; ii) menor al 30%, se abona el 70% de la remuneración por potencia; y iii) mayor o igual a 30% y menor a 70%, la remuneración por potencia se afecta 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 se redujeron en US$3/MWh. El valor de remuneración por Energía Operada se redujo de US$2/MWh a US$1,4/MWh.
En el caso que el generador haya optado por abastecer su propio combustible para la generación (conforme a la opción establecida en la Resolución N° 70/18 de la Secretaría de Gobierno de Energía (“SGE”)) y al momento de ser despachado no contare con el mismo, el cálculo de la disponibilidad de su potencia se verá reducida al 50% de la disponibilidad real. En similar sentido, perderá el orden en el despacho y en caso que el OED le asigne combustible para su generación, solo se remunerará la Energía Generada al 50% de los costos variables no combustibles aprobados.
Se eliminaron el esquema de remuneración adicional para incentivar la DIGO ofrecida en los períodos de mayor requerimiento del sistema y la remuneración adicional de los costos variables de generación por eficiencia. Asimismo, se eliminó la remuneración adicional para generadores térmicos de bajo uso.
Generadores Hídricos
La Resolución SRRYME N° 1/19 mantiene 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 la Energía Operada. Sin embargo, en cuanto al pago de la potencia, a partir del 1 de marzo de 2019, las horas en las que un generador hidroeléctrico esté indisponible por mantenimiento programado y acordado, ya no serán computadas para el cálculo de la remuneración de la potencia.
Respecto a la generación de fuente no convencional (eólica, solar fotovoltaico, biomasa, biogás de residuos sólidos urbanos), establece un único valor de remuneración por su Energía Generada a un precio de US$28/MWh cualquiera fuera la fuente. La energía generada por los generadores de fuente no convencional anterior a su habilitación comercial por el OED será equivalente al 50% de la remuneración antes descripta.
Respecto a la devolución de los fondos entregados a los generadores en el marco de los mutuos para la ejecución de los mantenimientos mayores de sus unidades, estableció, en primer lugar, la aplicación de todos los créditos devengados a favor de los generadores con destino a su cancelación y, en segundo lugar, un esquema de descuentos en los ingresos del generador que será equivalente al máximo entre US$1/MWh por cada MW generado y US$700/MW-mes por la disponibilidad real de la unidad.
En septiembre de 2006, la ex Secretaría de Energía («SE») 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:
Califican los generadores, cogeneradores y autogeneradores que a la fecha de publicación de la Resolución SE N° 1281/06 no sean agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) o no cuenten con instalación o interconexión al MEM;
Dichas centrales deben contar con abastecimiento y transporte de combustible;
La energía consumida por Grandes Usuarios con demandas superiores a los 300 kW (“LU300”) por encima de la Demanda Base (consumo eléctrico del año 2005) califica para contratar Energía Plus en el Mercado a Término (“MAT”) a un precio negociado entre las partes; y
En el caso de los nuevos LU300 que ingresen al sistema, su Demanda Base es igual a cero.
En el marco de esta normativa, Central Térmica Güemes («CTG»), Central de Co-Generación EcoEnergía (“EcoEnergía”) y Central Térmica Genelba («CTGEBA») prestan el servicio de Energía Plus a distintos clientes del MEM, lo que implica una potencia bruta de 283 MW.
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 Cargo Medio Incremental de la Demanda Excedente (“CMIEE”), y la diferencia entre el costo real y el CMIEE se acumule mensualmente en una cuenta individual por cada LU300 en el ámbito de la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (“CAMMESA”).
Hasta el mes de mayo de 2018, el CMIEE fue AR$650/MWh para los Grandes Usuarios Mayores (“GUMA”) y Grandes Usuarios Menores (“GUME”) y AR$0/MWh para los Grandes Usuarios Distribuidoras (“GUDI”), dispuesta por la Nota SE N° 111/16. 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 dólares estadounidenses, por lo tanto, al expresarse en pesos argentinos están expuestos al tipo de cambio nominal. Debido a la caída de demanda excedente producto de la disminución de la actividad 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.
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 2019.
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»).
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 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 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.
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 (“CC”) 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 estará 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 por la Resolución SEE N° 19/17.
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 proyectos adjudicados se encuentra el cierre a CC 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.
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. 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 en mayo de 2016, se dispuso el inicio del proceso de convocatoria abierta Programa RenovAr Ronda 1. En octubre de 2016, mediante la Resolución MEyM N° 213/16, 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. Adicionalmente, en octubre de 2016 se emitió la Resolución MEyM N° 252/16, abriendo la convocatoria del Programa RenovAr Ronda 1.5, y el mes siguiente se emitió la Resolución MEyM N° 281/16, en la cual se adjudicaron 30 proyectos por un total de 1.281,5 MW (100% eólicos y solares).
Asimismo, en agosto de 2017 el MEyM emitió la Resolución N° 275/17, en la cual se abrió la convocatoria Programa RenovAr Ronda 2, y en diciembre de 2017 mediante las Resolución MEyM N° 473/17 y 488/17 se adjudicaron 88 proyectos por un total de 2.043 MW (89% eólicos y solares). Finalmente, en noviembre 2018, mediante la Resolución N° 100/18 de la Secretaría de Gobierno de Energía (“SGE”) se lanzó la convocatoria abierta Programa RenovAr MiniRen Ronda 3 para proyectos renovables de menor envergadura (entre 0,5 y 10 MW), que contemplan su conexión a las instalaciones de la distribuidora correspondiente a su emplazamiento, previendo una instalación máxima de 400 MW, de los cuales 350 MW corresponden a energía solar y eólica.
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 previstas en la Ley N° 27.191, serán contabilizadas 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.
A través de la Resolución MEyM 281/17 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 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). 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 resto al valor de la remuneración determinado para el tipo de tecnología en la Resolución N° 19/17 de la Subsecretaría de Energía Eléctrica (“SEE”).
Pampa procedió a la inscripción de los proyectos Parque Eólico Pampa Energía, o bien PEPE II, III y IV en el Registro de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (“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 los 160 MW de capacidad instalada de los tres proyectos.
Con respecto a PEPE IV, si bien fue anunciado como proyecto el 23 de mayo del 2018, la volatilidad de la economía y cambios en la legislación aplicable impactaron negativamente en el comienzo de obra, evaluándose su asequibilidad.
Mediante el Decreto N° 986/18 del Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”) de noviembre de 2018 y la Resolución SGE N° 314/18 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 los valores correspondientes a la energía eléctrica inyectada por los usuarios-generadores.
La Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario (Ley N° 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 necesidad 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 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 incurridas 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.
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 N° 66/17 N° 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.
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 N° 553/2016, y otros aspectos no resueltos favorablemente, continuaron su trámite ante la SEE («Secretaría de Energía Eléctrica») en virtud de la alzada interpuesta en forma subsidiaria a los Recursos de Reconsideración.
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. 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 la aplicación del mismo 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.
Con fecha 19 de febrero de 2018, el ENRE emitió las Resoluciones N° 37/18 y N° 38/18, posteriormente rectificadas mediante las Resoluciones ENRE N° 99/18 y 100/18 del 5 de abril de 2018, respectivamente. Éstas últimas 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 partir del 1 de febrero de 2017.
El 16 de noviembre de 2018 el ENRE emitió las Resoluciones N° 280/18 y N° 281/18, con el ajuste de las remuneraciones de Transener y Transba en un 42,55% y 43,25%, respectivamente (ambos incluyen 0,2% de ajuste por el Factor X), para el período diciembre 2016 – junio 2018, a aplicar sobre el esquema de remuneración a partir del 1 de agosto de 2018. Debido a que CAMMESA no computó los intereses correspondientes a los meses de agosto y septiembre 2018, Transener y Transba presentaron un reclamo ante el ENRE y CAMMESA para que se liquiden los intereses correspondientes.
A la fecha de emisión de la Memoria 2018, el ENRE no ha emitido las resoluciones correspondientes a la actualización semestral de la remuneración de Transener y Transba que, de acuerdo a la RTI, debió aplicarse desde el 1 de febrero de 2019. Según los datos reales y estimados, el cálculo del ajuste a Transener y Transba ascenderían a 25,5% y 27%, respectivamente (incluye un estimado del 0,14% de ajuste por el factor X), acumulados para el período junio 2018 – diciembre 2018. Transener se encuentra realizando las correspondientes diligencias para la normalización de la situación.
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.
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 N° 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 N° 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.
La Resolución ENRE N° 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 N° 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 N° 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 N° 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.
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.
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.
El 27 de enero de 2016, el MEyM instruyó al ENRE mediante la Resolución N° 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. Asimismo, el mismo día y mediante la Resolución N° 6/16, el MEyM aprobó la reprogramación trimestral de verano de los meses de febrero a abril de 2016 para el MEM. 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.
Posteriormente, el 5 de septiembre de 2016 Edenor presentó ante el ENRE su propuesta tarifaria para ser considerada en el proceso de RTI. 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.
Los mencionados cuadros tarifarios incluyen los precios establecidos en la Resolución N° 20/17 de la Subsecretaría de Energía Eléctrica («SEE») 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.
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 (“Costo Propio de Distribución”) 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.
Asimismo, en dicha resolución se aprobó un nuevo esquema a aplicar a los usuarios de tarifa social. El mismo consistió en una bonificación en el precio estabilizado de la energía eléctrica en el MEM que se reflejó como un subsidio directo del Estado Nacional en la factura del usuario beneficiado. 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.
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 contempló los nuevos precios de referencia de potencia y energía, aplicó el último incremento del VAD de 17,8%, la actualización del CPD correspondiente al semestre agosto 2017 – enero 2018 de un 22,5% y consideró el monto total diferido de AR$6.343 millones a recuperar en 48 cuotas, el cual incluyó las correspondientes actualizaciones del CPD desde febrero 2017, sujeto a revisión anual en el mes de febrero de 2019, 2020 y 2021.
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.
Con fecha 14 de mayo de 2018, se emitió la Disposición SEE N° 44/2018, ratificando para el período mayo – octubre de 2018 los mismos precios de referencia del período diciembre de 2017 – abril de 2018 aprobados mediante la Resolución SEE N° 1091/2017: el precio de referencia de la potencia en aproximadamente AR$3.157 por MW-mes, 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 AR$1.395/MWh para los Grandes Usuarios Distribuidoras (“GUDI”) y AR$1.081/MWh para el resto de los usuarios.
Con fecha 31 de julio de 2018, Edenor acordó con el ex Ministerio de Energía («MinEn») en diferir el 50% de la actualización del CPD correspondiente al período febrero – julio de 2018, sin que ello implique un impacto económico negativo para Edenor ni afecte los parámetros de calidad de servicio resultantes de la RTI implementados el 1 de febrero de 2017. Asimismo, el MinEn acordó implementar las acciones necesarias para la regularización del Acta Acuerdo firmado en 2007 y el Acuerdo Marco. Consecuentemente, el 1 de agosto de 2018 se publicó en el Boletín Oficial (“BO”) la Resolución ENRE N° 208/2018, estableciendo la actualización del CPD en 15,85%, correspondiendo aplicar 7,925% a partir del 1 de agosto de 2018, y el restante en seis cuotas mensuales consecutivas a partir del 1 de febrero de 2019, siendo ajustadas conforme al ajuste del CPD que corresponda a esa fecha.
Asimismo, con fechas 31 de julio y 24 de octubre de 2018, se emitieron las Disposiciones SEE N° 75/2018 y 97/2018 estableciendo para el período agosto de 2018 – enero de 2019 el precio de referencia de la potencia en AR$10.000 por 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 en el caso de Edenor AR$0/MWh. Con respecto a los precios de referencia de energía, se fijaron para los GUDI en AR$2.283/MWh y para el resto de los usuarios en AR$1.470/MWh. Con respecto a la tarifa social, se mantuvieron los criterios de la Resolución SEE N° 1091/2017 para los subsidios a usuarios y los descuentos por ahorro.
Por otro lado, el 27 de diciembre de 2018, se emitió la Resolución N° 366/2018 de la Secretaría de Gobierno de Energía (“SGE”), derogando la Resolución SEE N° 1091/2017, por ende, la tarifa social del Estado Nacional y el esquema de descuento por ahorro, y fijando el precio de referencia de la potencia en AR$80.000 por MW-mes a partir de febrero de 2019, 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. Con respecto a 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, con vigencia hasta octubre de 2019.
Finalmente, con fecha 1 de febrero de 2019 se publicó en el BO la Resolución ENRE N° 25/2019, mediante la cual se aprobó el cuadro tarifario con vigencia a partir del día de su publicación y refleja los nuevos precios estacionales descriptos en la Resolución SGE N° 366/2018. El mismo día, se publicó también la Resolución ENRE N° 27/2019, pero con vigencia a partir del 1 de marzo de 2019, estableciendo la actualización retroactiva a febrero de 2019 del CPD correspondiente al semestre agosto 2018 – enero 2019 de un 24% (incluye el factor E de estímulo a la eficiencia de -1,59%) y el aumento de CPD del 7,925% oportunamente diferido en agosto de 2018, retroactivo a dicha fecha.

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 Artículo 6
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