Universidad de Buenos Aires

Carrera de Especialización en la Estructura Jurídico-Económica de la
Regulación Energética
Universidad de Buenos Aires
Facultad de Derecho – Facultad de Ciencias Económicas – Facultad de Ingeniería
Centro de Estudios de la Actividad Reguladora Energética
C.E.A.R.E.
“Análisis económico financiero del servicio de distribución de electricidad. Los
casos de Edenor y Edesur”
Profesores:
Abadie Fernando
Lerner Eduardo
Alumnos:
Cavagnaro Edith
Flores Italo
Márquez Gonzalo
Picón Pedro
Wehrhahne Diego
Buenos Aires, 16 de septiembre de 2008
CEARE
1
Índice
- Introducción.
- Indicadores físicos de actividad.
- Análisis de estructura.
- Análisis de los resultados y comparación entre empresas.
- Situación económica.
- Otros Indicadores.
- Valuación de las empresas.
- Estado del proceso de renegociación de los contratos.
- Conclusiones y recomendaciones desde el punto de vista de la regulación de los
servicios públicos.
- Referencias
- Anexos Tablas
- Anexos Gráficos
2
El presente trabajo tiene por objeto primario estudiar el desempeño de estas dos
empresas distribuidores de energía eléctrica durante la última década.
En el universo de las empresas de distribución de energía eléctrica de Argentina,
Edenor y Edesur son las dos empresas con la mayor cantidad de clientes, las que
distribuyen y facturan más energía y las que atienden la mayor demanda de
potencia. Paradójicamente ambas son las de menor extensión territorial. (1)
Estas características singulares las confieren a Edesur y a Edenor un atractivo
interés para observar su desempeño empresario en un período particularmente
activo en lo económico, político y social, como fue el período transcurrido entre
los años 1.998 y 2.007, en el que ambas empresas transitaron por los años en que
estuvo vigente la convertibilidad, la crisis del año 2.001 y los años post-crisis
hasta llegar a la actualidad.
Con este objeto se revisan las principales características de ambas, como son
mercados atendidos, actividades reguladas y no reguladas y la composición
accionaria, grupos empresarios controlantes y su variación en el tiempo.
Se determinan y evalúan indicadores físicos de la actividad relacionados con
servicios suministrados, inversiones, gastos y eficiencia.
La estructura de ambas empresas es objeto de análisis, estudiando como se aplican
los fondos y como se genera el resultado. Se realiza un análisis comparativo de los
resultados obtenidos por ambas empresas.
Se analizan los gastos de inversión en función de los gastos de operación y
mantenimiento de las redes de distribución para las dos empresas y las diferencias
entre ambas. Se revisa particularmente la evolución reciente, antes y después de
las renegociaciones contractuales.
Se evalúa la capacidad de generar resultados de Edenor y de Edesur, analizando
los resultados de los ejercicios en relación con el patrimonio neto y el activo.
Para completar el análisis de índices se evalúan los de rotación y de liquidez.
La información utilizada en el presente trabajo fue recopilada de las “Memorias,
Estados Contables y Reseñas Informativas” de Edenor y Edesur y de datos de las
empresas obtenidos de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la
República Argentina, para el período 1.998 – 2.007. (1), (2), (3), (4) y (5). Con
ella se elaboraron los Anexos Tablas 1 a 14 y los Anexos Gráficos 15 a 19.
3
A continuación se realiza un ejercicio de Valuación de Edenor y de Edesur. Se
utiliza la técnica de “Valor Presente Neto”.
Se analiza el proceso de renegociación de los contratos, su evolución histórica y el
estado actual.
Finalmente se desarrollan las conclusiones del estudio y se sugieren
recomendaciones desde el punto de vista de la regulación de los servicios
públicos.
Introducción:
En el marco del proceso de Reforma del Estado y de las privatizaciones de
las Empresas del Estado Argentino y en cumplimiento de la Ley Nº 24.065, se
declaro sujeta a privatización toda la actividad de generación, transporte,
distribución y comercialización de energía eléctrica desarrollada por Servicios
Eléctricos del Gran Buenos Aires “SEGBA”. Con este mandato, la misma se
dividió en siete segmentos o unidades de negocio: cuatro generadoras y tres
distribuidoras.
Por Resolución Nº 591/ 92 el Ministerio de Economía y Obras y Servicios
Públicos aprobó el Pliego de Bases y Condiciones para llamar a concurso público
internacional para la venta de las acciones clase “A”, representativas del 51% del
capital social de Empresa Distribuidora Sur SA, “Edesur” y de Empresa
Distribuidora Norte SA, “Edenor”. Estas dos empresas surgieron de la división de
SEGBA y fueron constituidas en cumplimiento del Decreto del Poder Ejecutivo
Nacional Nº 714/ 92.
Como resultado de la licitación pública internacional el Poder Ejecutivo Nacional
adjudicó los paquetes accionarios representativos del 51% de las acciones
ordinarias, escriturales clase “A”, en el caso de Edesur al consorcio Distrilec
Inversora S. A. por su oferta de U$S 511.021.021 y en el caso de Edenor a
Electricidad Argentina S. A., cuya oferta fue de U$S 427.973.000.
Electricidad Argentina S.A. (EASA), estaba constituida originalmente por EDF
International (EDF S.A.), Empresa Nacional Hidroeléctrica del Ribagorzana S.A.
(ENHER), Astra Compañía Argentina de Petróleo S.A. (ASTRA), Sociétè
4
D'Amenagement Urbain et Rural (SAUR), Empresa Nacional de Electricidad S.A.
(ENDESA) y J.P. Morgan International Capital Corporation.
Ambas sociedades tomaron posesión,
e iniciaron las operaciones el 1º de
septiembre de 1992.
Actualmente Edesur tiene la siguiente estructura de propiedad:
El capital autorizado es de $ 898.585.028, representado por 506.421.831 acciones
ordinarias escriturales clase “A” y 392.163.197 acciones ordinarias escriturales
clase “B”.
Distrilec Inversora S. A. continúa siendo la sociedad inversora controlante de
Edesur, debido a que actualmente posee el 56,4 % de las acciones. Los accionistas
de Distrilec son sociedades de los grupos Enersis y Petrobras.
En el 2001 EDF International S. A. adquirió la totalidad de las acciones que
ENDESA Internacional, YPF S.A (continuadora de ASTRA) y SAUR mantenían
en EASA y en Edenor, por lo que la participación directa e indirecta de EDF
International S.A. (EDFI) alcanzaba al 90% de la tenencia accionaria en
EDENOR.
En el año 2005 EDF suscribió un acuerdo con Dolphin Energía S.A. (Dolphin)
por medio del cual cedió indirectamente el 65% del capital de Edenor, mediante la
transferencia de la totalidad de las acciones de EASA y del 14% de las acciones
ordinarias Clase “B” de Edenor. De esta manera, EDFI conservaba una
participación del 25% de la Sociedad. El 10% restante permanecía en manos del
Programa de Propiedad Participada perteneciente a los trabajadores. El cierre
definitivo de este acuerdo se produjo con la aprobación de las autoridades
francesas y argentinas competentes.
En septiembre de 2005 Dolphin toma posesión formal, teniendo lugar el cambio
de control indirecto de Edenor, al efectivizarse la adquisición del 100% del
capital accionario de EASA, controlante de la Sociedad, por Dolphin (90% del
capital social) e IEASA (10%).
En abril de 2006, el Directorio de Edenor decidió iniciar el proceso de oferta
pública de parte del capital accionario en mercados locales e internacionales,
incluyendo, pero no limitando, a la cotización en la Bolsa de Comercio de Buenos
Aires y en la New York Stock Exchange (NYSE), Estados Unidos de América.
5
A su vez, con fecha 7 de junio de 2006 la Asamblea General Ordinaria y
Extraordinaria de accionistas resolvió aumentar el capital social en hasta un diez
por ciento (10%), solicitar la autorización de oferta pública a la Comisión
Nacional de Valores (CNV) y a la Securities and Exchange Commission (SEC) de
los Estados Unidos de América, y de cotización a la Bolsa de Comercio de
Buenos Aires y a la New York Stock Exchange, delegando en el Directorio la
implementación y formalización de las resoluciones adoptadas.
El informe final del proceso de oferta pública y aumento de capital fue concluido
el 14 de junio de 2007. A partir de esta fecha Edenor cotiza sus acciones Clase B
en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y American Depositary Shares
(“ADSs”), representativas de acciones Clase B, en la Bolsa de Valores de Nueva
York (New York Stock Exchange). Por este procedimiento el capital se aumentó
en un 9%, correspondiente a las 74.844.900 nuevas acciones suscriptas en oferta
primaria. De la oferta pública inicial, Edenor obtuvo aproximadamente U$S
61.400.000 antes de gastos, y con una parte de los mismos pudo comprar U$S
36.000.000 de sus Obligaciones Negociables emitidas en 2006, cuando
reestructuró su deuda financiera.
Actualmente, del capital social de Edenor representado por 906.455.100 acciones,
el 51% es propiedad de EASA, representado en 462.292.111 acciones de Clase
“A”, que se han prendado a favor del Estado Nacional, según certificado emitido
por la Caja de Valores.
El 48,78% del paquete accionario, representado en 442.210.356 acciones Clase
“B”, está en poder del mercado.
El 0,22% restante está en poder del Banco Nación, como titular fiduciario del
Programa de Propiedad Participada, representado por 1.952.604 acciones Clase
“C”, y New Equity Ventures LLC (NEV) y EDFI son titulares de 19 y 10 acciones
clase “B”, respectivamente.
En junio de 2007 se firmó un acuerdo entre los accionistas de Dolphin Energía
S.A. e IEASA S.A. (tenedoras del 100% de las acciones de Electricidad Argentina
S.A, Sociedad controlante de Edenor S.A.) y Pampa Holding S.A., a través del
cual aquellos convinieron intercambiar la totalidad del capital social de Dolphin
Energía S.A. y de IEASA S.A. por acciones ordinarias de Pampa Holding S.A.
6
En septiembre de 2007 Pampa Holding S.A. adquirió el 100% del capital social de
Dolphin Energía S.A. e IEASA S.A. (100% del capital social de EASA).
El objeto social de Edesur es la prestación del servicio de distribución y
comercialización de energía eléctrica en su zona de concesión, conformada por la
zona sur de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y doce partidos de la Provincia
de Buenos Aires (Almirante Brown, Avellaneda, Berazategui, Cañuelas, Esteban
Echeverría, Ezeiza, Florencio Varela, Lanús, Lomas de Zamora, Presidente Perón,
Quilmes y San Vicente), así como la adquisición de acciones de otras empresas
distribuidoras de energía eléctrica y la prestación de servicios de operación
vinculados con distribución y comercialización de energía eléctrica a dichas
empresas.
Así mismo podrá, previa autorización del Ente Regulador de la Electricidad
“ENRE”, prestar servicios a terceros y realizar actividades de asesoramiento y de
operación, accesorias, afines o relacionadas con la industria de la energía
eléctrica.
Edenor S.A. tiene por objeto principal la prestación del servicio de distribución y
comercialización de energía eléctrica dentro de su área de concesión, conformada
por la zona norte de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y veinte partidos de la
Provincia de Buenos Aires (Morón, Ituzaingó, Hurlingham, Merlo, Marcos Paz,
Las Heras, La Matanza, San Martín, Tres de Febrero, Vicente López, San Isidro,
San Fernando, Tigre, Escobar, Moreno, General Rodríguez, Pilar, Malvinas
Argentinas, José C. Paz y San Miguel). Asimismo, podrá suscribir o adquirir
acciones de otras sociedades distribuidoras, sujeto a la aprobación de la autoridad
regulatoria, alquilar la red para proveer transmisión de energía u otros servicios de
transferencia de voz, datos e imagen, y brindar servicios por operaciones de
asesoramiento,
entrenamiento,
mantenimiento,
consultoría,
servicios
de
administración y conocimientos relacionados con la distribución de energía en la
Argentina y en el exterior, entre otras. También puede actuar como agente de
fideicomisos creados bajo leyes argentinas hasta el punto de otorgar facilidades de
créditos garantizados a proveedores y vendedores de servicios participantes en la
7
distribución y venta de energía, quienes tienen garantías otorgadas por sociedades
de garantía recíproca pertenecientes a la Sociedad.
Tanto Edenor como Edesur tienen reguladas solamente las actividades de
distribución y comercialización de energía eléctrica.
Las actividades enumeradas pueden ser dirigidas directamente por las
distribuidoras o a través de subsidiarias o sociedades vinculadas.
Edesur desarrolla actividades no reguladas como Mantenimiento de alumbrado
público y presta servicios de Créditos de Consumo y Seguro de Continuidad
eléctrica. Los ingresos por estas actividades han ido creciendo sostenidamente
desde el año 2002 y en el ejercicio 2007 alcanzaron su máximo histórico de M$
28.606. Es de esperar que el crecimiento de estas actividades no reguladas
continúe desarrollándose sostenidamente en el futuro.
Dentro de las actividades no reguladas, Edenor está en etapa de planificación del
lanzamiento de un plan de créditos de consumo, y también de un seguro de
consumo por desempleo, muerte o invalidez, ambos para sus clientes.
Indicadores físicos de actividad:
Ambas sociedades tomaron posesión de sus respectivas concesiones el 1º de
septiembre de 1992.
Las áreas de concesión adjudicadas inicialmente son las mismas actualmente,
siendo en el caso de Edesur de 3.309 km2 y de Edenor de 4.637 km2.(1)
El número de clientes se incrementó sostenidamente durante el período
transcurrido de la toma de posesión a la actualidad, a excepción de los años 2001
y 2002, en los cuales se observa una disminución, básicamente motivado por la
crisis social y económica que sufrió la Nación. En la última década Edesur paso
de 2.093.556 clientes en 1998 a 2.227.728 en 2007, cifras que representan un
crecimiento porcentual del 6.41 %. Análogamente Edenor pasó de 2.218.955 a
2.493.448 clientes, siempre considerando los últimos diez años, representando un
8
crecimiento del 12.37 %. Es decir el incremento en el número de clientes de
Edenor fue un 93 % superior al que tuvo Edesur. (Tabla 1, Grafico 1)
Clientes
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
2.219
2.252
2.275
2.266
2.250
2.317
2.353
2.404
2.445
2.493
EDESUR
2.094
2.105
2.108
2.097
2.090
2.117
2.139
2.165
2.196
2.228
(en miles)
Tabla 1 – Evolución del número de clientes de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
N ú m e r o d e C lie n t e s - E d e n o r v s . E d e s u r
2 .6 0 0
2 .5 0 0
2 .4 0 0
N º C lie n t e s x 1 0 ^ 3
y = 2 9 ,0 3 x + 2 1 6 7 ,7
2 .3 0 0
2 .2 0 0
y = 1 3 ,8 2 4 x + 2 0 5 7 ,9
2 .1 0 0
2 .0 0 0
1 .9 0 0
1 .8 0 0
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
EDENOR
2 .2 1 9
2 .2 5 2
2 .2 7 5
2 .2 6 6
2 .2 5 0
2 .3 1 7
2 .3 5 3
2 .4 0 4
2 .4 4 5
2 .4 9 3
EDESUR
2 .0 9 4
2 .1 0 5
2 .1 0 8
2 .0 9 7
2 .0 9 0
2 .1 1 7
2 .1 3 9
2 .1 6 5
2 .1 9 6
2 .2 2 8
Gráfico 1 – Evolución del número de clientes de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
El desarrollo de la extensión de redes de baja, media y alta tensión fue
diferente para ambas compañías. Edesur pasó de 29.993 km de red en 1998 a
23.665 km en 2007. Porcentualmente representa una disminución del 21% en la
extensión de redes. En cambio Edenor en 1998 contaba con 33.920 km de red y en
2007 la extensión en redes era de 36.737. El crecimiento porcentual es del 8 %.
(Tabla 2-a, Gráfico 2-a, Anexo 6 y Anexo 13).
Nota: La información para la elaboración de este cuadro fue obtenida de la página
web de ADEERA y no hemos podido obtener mayor información para corroborar
la abrupta variación que sufre la extensión de redes de Edesur entre los años 1998,
1999 y 2000.
9
No obstante suponemos que esta variación puede tener origen en un cambio en la
metodología de medición de redes utilizada por la compañía, debido a que durante
el año 1.999 Endesa Internacional SA de España adquirió el 62,62% de las
acciones de Enersis, y al obtener el control de esta, obtuvo el control de Chilectra,
Distrilec y Edesur SA.(1), (8).
Redes
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
33.920
33.921
36.219
33.686
36.973
37.730
35.834
34.100
36.442
36.737
EDESUR
29.993
33.428
24.540
23.256
23.270
23.604
23.416
23.311
23.607
23.665
(km totales)
Tabla 2-a – Extensión de redes de A, M y BT de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
K ilo m e tr o s d e L ín e a s - E d e n o r v s . E d e s u r
4 0 .0 0 0
L in e a s e n K m
3 5 .0 0 0
3 0 .0 0 0
2 5 .0 0 0
2 0 .0 0 0
1 5 .0 0 0
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
EDENOR
3 3 .9 2 0
3 3 .9 2 1
3 6 .2 1 9
3 3 .6 8 6
3 6 .9 7 3
3 7 .7 3 0
3 5 .8 3 4
3 4 .1 0 0
3 6 .4 4 2
3 6 .7 3 7
EDESUR
2 9 .9 9 3
3 3 .4 2 8
2 4 .5 4 0
2 3 .2 5 6
2 3 .2 7 0
2 3 .6 0 4
2 3 .4 1 6
2 3 .3 1 1
2 3 .6 0 7
2 3 .6 6 5
Gráfico 2-a – Extensión de redes de A, M y BT de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
En la Tabla 2-b y el Gráfico 2-b se observa una mayor densidad promedio de
clientes por km de red, en el caso de Edesur respecto de Edenor en todo el
período de análisis. Una posible causa radica en que Edenor, en su área de
concesión tiene asignada importantes extensiones territoriales con relativamente
baja densidad poblacional, como lo es el sector del delta del Paraná. (Anexo 6 y
Anexo 13).
10
Redes
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
65
66
63
67
61
61
66
71
67
68
EDESUR
70
63
86
90
90
90
91
93
93
94
(cliente/km)
Tabla 2-b – Número de clientes por unidad de longitud de extensión de redes de A, M y BT de
EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
C lie n t e s p o r K m d e L ín e a - E d e n o r v s . E d e s u r
100
95
C lie n te s /K m d e lín e a
90
85
80
75
70
65
60
55
50
65
66
63
67
61
61
66
71
67
68
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
EDENOR
65
66
63
67
61
61
66
71
67
68
EDESUR
70
63
86
90
90
90
91
93
93
94
Gráfico 2-b – Número de clientes por unidad de longitud de extensión de redes de A, M y BT
de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
La capacidad de transformación instalada evolucionó de 4.328 MVA en 1998 a
4.935 MVA en 2007 para Edesur. El incremento porcentual es del 14 %.
Edenor en igual período pasó de 3.888 a 5.015 MVA, representando un
crecimiento porcentual del 29 %. (Tabla 3, Gráfico 3, Anexo 6 y Anexo 13)
Transformación
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
3.888
4.475
4.637
4.783
4.831
4.746
4.574
4.750
4.838
5.015
EDESUR
4.328
4.415
4.415
4.625
4.625
4.685
4.726
4.782
4.801
4.935
(en MVA)
Tabla 3 – Capacidad de transformación de energía de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
11
C a p a c id a d d e T r a n s f o r m a c ió n - E d e n o r v s . E d e s u r
5 .5 0 0
P o te n c ia e n M V A
5 .0 0 0
4 .5 0 0
4 .0 0 0
3 .5 0 0
3 .0 0 0
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
EDENOR
3 .8 8 8
4 .4 7 5
4 .6 3 7
4 .7 8 3
4 .8 3 1
4 .7 4 6
4 .5 7 4
4 .7 5 0
4 .8 3 8
5 .0 1 5
EDESUR
4 .3 2 8
4 .4 1 5
4 .4 1 5
4 .6 2 5
4 .6 2 5
4 .6 8 5
4 .7 2 6
4 .7 8 2
4 .8 0 1
4 .9 3 5
Gráfico3– Capacidad de transformación de energía de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
La energía vendida por Edesur fue de 11.680 GWh en 1998 y en 2007 de 13.152
GWh, con un crecimiento total del 12.6 %. La de Edenor fue de 12.301 GWh en
1998 y en 2007 de 14.732 GWh, con un crecimiento total del 19.8 %. (Tabla 4-a y
4-b, Gráfico 4-a y 4-b, Anexo 6, Anexo 13 y Anexo 23).
Energía vend
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
12.301
12.982
13.613
13.709
13.034
13.811
14.752
15.660
13.412
14.732
EDESUR
11.680
12.198
12.486
12.891
12.166
10.506
11.385
11.517
12.254
13.152
(en GWh)
Tabla 4-a – Evolución de la energía vendida por EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
E n e rg ía V e n d id a - E d e n o r v s . E d e s u r
1 7 .0 0 0
1 6 .0 0 0
E n e rg ía e n G W h
1 5 .0 0 0
1 4 .0 0 0
1 3 .0 0 0
EDENOR
EDESUR
1 2 .0 0 0
1 1 .0 0 0
1 0 .0 0 0
9 .0 0 0
8 .0 0 0
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
EDENOR
1 2 .3 0 1
1 2 .9 8 2
1 3 .6 1 3
1 3 .7 0 9
1 3 .0 3 4
1 3 .8 1 1
1 4 .7 5 2
1 5 .6 6 0
1 3 .4 1 2
1 4 .7 3 2
EDESUR
1 1 .6 8 0
1 2 .1 9 8
1 2 .4 8 6
1 2 .8 9 1
1 2 .1 6 6
1 0 .5 0 6
1 1 .3 8 5
1 1 .5 1 7
1 2 .2 5 4
1 3 .1 5 2
Tabla 4-a – Evolución de la energía vendida por EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
12
Energía vend
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
12.301
12.982
13.613
13.709
13.034
16.175
16.870
18.663
16.644
17.843
EDESUR
11.680
12.198
12.486
12.891
12.166
12.663
13.297
14.018
14.837
15.547
(en GWh)
Tabla 4-b – Evolución de la energía vendida total (incluido cooperativas y peaje) por EDENOR
y EDESUR entre 1.998 y 2007.
E n e r g ía V e n d id a In c lu id o C o o p e r a tiv a s y P e a je
2 0 .0 0 0
1 8 .0 0 0
GW h
1 6 .0 0 0
1 4 .0 0 0
1 2 .0 0 0
1 0 .0 0 0
8 .0 0 0
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
EDENOR
1 2 .3 0 1
1 2 .9 8 2
1 3 .6 1 3
1 3 .7 0 9
1 3 .0 3 4
1 6 .1 7 5
1 6 .8 7 0
1 8 .6 6 3
1 6 .6 4 4
1 7 .8 4 3
EDESUR
1 1 .6 8 0
1 2 .1 9 8
1 2 .4 8 6
1 2 .8 9 1
1 2 .1 6 6
1 2 .6 6 3
1 3 .2 9 7
1 4 .0 1 8
1 4 .8 3 7
1 5 .5 4 7
Tabla 4-b – Evolución de la energía vendida total (incluido cooperativas y peaje) por EDENOR
y EDESUR entre 1.998 y 2007.
El precio de venta promedio de la energía facturada por Edesur en 1998 fue de
74,10 $/GWh y en 2007 de 146,62 $/GWh, equivalente a un 98 % de incremento
nominal.
En el caso de Edenor las cifras correspondientes fueron 68,17 y 109,43 y el
incremento nominal fue de 61 %. (Tabla 5, Gráfico 5, Anexo 6 y Anexo 13).
Precio venta
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
68,16
68,09
65,90
63,35
65,50
67,47
75,69
83,18
97,66
109,43
EDESUR
74,10
72,29
70,60
67,35
67,52
81,01
90,58
107,69
106,99
146,62
(en $/ GWh)
Tabla 5 –Precio de venta promedio de la energía por EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
13
P re c io d e V e n ta d e E n e rg ía - E d e n o r v s . E d e s u r
160
140
120
$ /G W h
100
80
60
40
20
0
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 6
2 .0 0 7
EDENO R
6 8 ,1 6
6 8 ,0 9
6 5 ,9
6 3 ,3 5
6 5 ,5
6 7 ,4 7
7 5 ,6 9
8 3 ,1 8
9 7 ,6 6
1 0 9 ,4 3
EDESUR
7 4 ,1
7 2 ,2 9
7 0 ,6
6 7 ,3 5
6 7 ,5 2
8 1 ,0 1
9 0 ,5 8
1 0 7 ,6 9
2 .0 0 5
1 0 6 ,9 9
1 4 6 ,6 2
Tabla 5 –Precio de venta promedio de la energía por EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
Nota: En este cálculo se tomaron los datos de facturación brindados por
ADEERA, debido a que vinculaban directamente facturación total con energía
vendida. Esta información presenta algunas diferencias con la información de
ingresos por ventas obtenidas a partir de los “Estados de Resultados” anuales de
cada compañía.
Se observa una diferencia importante en los valores de la tarifa de ambas
compañías particularmente en los últimos cinco años, que podrían ser explicados
parcialmente por la diferente proporción de usuarios por peaje. (1)
El número de clientes por unidad de área de concesión de Edesur evolucionó
de 632.7 en 1998 a 673.2 en el 2007. Para Edenor el índice varió de 478.5 en 1998
a 571.0 en el 2007. (Tabla 6-a ,Gráfico 6-a). La menor densidad reportada por
Edenor se ve influenciada por la mayor extensión territorial de su concesión y
porque además una importante porción de su área de influencia (Delta del Paraná)
es de muy baja densidad poblacional. (Anexo 6 y Anexo 13)
Clientes por
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
478,5
485,6
490,6
488,6
485,1
499,7
507,5
550,5
559,9
571,0
EDESUR
632,7
636,3
637,2
633,6
631,6
639,8
646,3
654,1
663,6
673,2
kilómetro2
Tabla 6-a – Número de clientes por kilómetro2 en EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
14
C lie n te s p o r k m c u a d ra d o E d e n o r v s . E d e s u r
700
650
C lie n t e s /K m 2
600
550
500
450
400
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
EDENOR
4 7 8 ,5
4 8 5 ,6
4 9 0 ,6
4 8 8 ,6
4 8 5 ,1
4 9 9 ,7
5 0 7 ,5
5 5 0 ,5
5 5 9 ,9
571
EDESUR
6 3 2 ,7
6 3 6 ,3
6 3 7 ,2
6 3 3 ,6
6 3 1 ,6
6 3 9 ,8
6 4 6 ,3
6 5 4 ,1
6 6 3 ,6
2 .0 0 7
6 7 3 ,2
Gráfico 6-a – Número de clientes por kilómetro2 en EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
El número de clientes por empleado de Edesur evolucionó de 698 en 1998 a 879
en el 2007. Para Edenor el índice varió de 803 en 1998 a 994 en el 2007. (Tabla 6b, Gráfico 6-b, Anexo 6 y Anexo 13).
Clientes por
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
803,1
856,5
889,4
933,9
934,6
969,1
994,6
977,7
993,9
994,2
EDESUR
698,1
800,5
886,3
924,9
928,5
939,3
939,3
925,8
912,3
879,1
empleado
Tabla 6-b – Número de clientes por empleado en EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
C lie n t e s p o r E m p le a d o s - E d e n o r v s . E d e s u r
1050
1000
C lie n t e s /e m p le a d o s
950
900
850
800
750
700
650
600
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
EDENOR
8 0 3 ,1
8 5 6 ,5
8 8 9 ,4
9 3 3 ,9
9 3 4 ,6
9 6 9 ,1
9 9 4 ,6
9 7 7 ,7
9 9 3 ,9
9 9 4 ,2
EDESUR
6 9 8 ,1
8 0 0 ,5
8 8 6 ,3
9 2 4 ,9
9 2 8 ,5
9 3 9 ,3
9 3 9 ,3
9 2 5 ,8
9 1 2 ,3
8 7 9 ,1
Tabla 6-b – Número de clientes por empleado en EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
15
La demanda de potencia máxima fue para Edesur de 2.290 MW en 1998 y
3.111 MW en 2007. El incremento porcentual fue del 35.85 %. Para Edenor fue
de 2.519 MW en 1998 y 3.686 MW en 2007. El incremento porcentual fue del
46.33 %.(Tabla 7, Gráfico 7, Anexo 6 y Anexo 13).
Potencia máx.
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
2.519
2.639
2.939
2.856
2.794
2.941
2.985
3.265
3.450
3.686
EDESUR
2.290
2.369
2.593
2.582
2.547
2.546
2.650
2.798
3.028
3.111
(en MW)
Tabla 7 – Demanda de potencia máxima en EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
P o t e n c ia M á x im a - E d e n o r v s . E d e s u r
4 .0 0 0
P o t e n c ia e n M W
3 .5 0 0
3 .0 0 0
2 .5 0 0
2 .0 0 0
1 .5 0 0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
EDENOR
2 .5 1 9
2 .6 3 9
2 .9 3 9
2 .8 5 6
2 .7 9 4
2 .9 4 1
2 .9 8 5
3 .2 6 5
3 .4 5 0
3 .6 8 6
EDESUR
2 .2 9 0
2 .3 6 9
2 .5 9 3
2 .5 8 2
2 .5 4 7
2 .5 4 6
2 .6 5 0
2 .7 9 8
3 .0 2 8
3 .1 1 1
Gráfico 7 – Demanda de potencia máxima en EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
En la información presentada hasta este momento se pueden observar algunos
hechos significativos. En este decenio Edenor ha evidenciado un crecimiento
relativamente significativo respecto de Edesur en rubros que son esenciales, como
en la energía vendida, el número de clientes, la extensión de redes, en la capacidad
de transformación y en la demanda de potencia por citar los más importantes. Esta
evolución diferenciada cuenta entre los causales de mayor incidencia al mayor
desarrollo económico que se ha producido en el área de concesión de Edenor en
estos últimos años, respecto del de Edesur. También es de destacar que el mayor
crecimiento relativo de la demanda de energía eléctrica viene asociado a la mayor
radicación poblacional e industrial que se viene observando en el área de Edenor,
16
probablemente motivado porque aunque también en el área de concesión de
Edenor hay zonas marginales, con porcentajes importantes de población en
situación de pobreza, en promedio la población de esta región tiene un nivel
adquisitivo superior al de la zona sur.
Con respecto a lo enunciado, en las estadísticas censales del año 2001 de los
municipios del conurbano publicadas por el Ministerio de Economía de la
Provincia de Buenos Aires. (Anexo 24) (6), se evidencian algunas diferencias a
favor de los Partidos de la zona de influencia de Edenor, respecto de la de Edesur
en índices de analfabetismo, personas con cobertura social, personas que habitan
hogares con NBI (Necesidades Básicas Insatisfechas), aunque no se puede dejar
de destacar que cada una de las zonas citadas presenta una elevada heterogeneidad
y en los mismos coexisten zonas de muy alta prosperidad y otras de extrema
marginalidad.
En 2.007 el Instituto Argentino de Tasaciones, publicó un trabajo en el que
describe las razones que a su juicio han favorecido a la radicación preferencial en
la zona norte de urbanizaciones de viviendas en barrios cerrados, clubes de
campo,
countries
y
emprendimientos
comerciales
como
shoppings,
hipermercados, centros de distribución y centros de esparcimiento.
En el mismo se menciona que el enorme desarrollo económico de la llamada zona
norte del GBA ha impulsado notablemente el desarrollo de los countries y barrios
cerrados. Desde varias décadas atrás esta zona se destacó por la amplitud y calidad
de la urbanización, en particular el área comprendida entre Vicente López y Béccar,
una de las más residenciales del país.
Más recientemente se destacaron ciertos “hitos” que han sido impulsores de ese
crecimiento que son:
La exitosa radicación de los parques industriales, como: el Parque Industrial OKS,
en Gral. Pacheco; el Parque Industrial Pilar (también desarrollado por OKS); el
Parque Industrial Tortuguitas y el Parque Industrial Garín.
El Proyecto Hidrovía, que ya ha generado la instalación de grandes plantas
industriales en la zona de Campana - Zárate.
Estos hechos han motivado que en la zona norte existan más de 300 barrios
cerrados y/o countries y que estén en etapa de proyecto numerosos barrios más.
17
La zona oeste-sur posiblemente por los malos accesos y por un efecto de moda, fue
eclipsada por la anterior. No obstante, actualmente, con las nuevas autopistas y a
expensas de abundantes espacios verdes ha comenzado a prosperar el fenómeno
denominado Barrios Cerrados. La zona sudeste, posiblemente por causas similares a
la anterior, se ha visto relegada, no obstante actualmente con la Autopista Buenos
Aires – La Plata, el público ha comenzado a reconocerla como una alternativa
válida. Sobre todo porque las tierras aptas para emprendimientos están a 30 ó 40 km
del Centro de Buenos Aires. (9)
En el Diario Clarín – Suplemento Countries del sábado 8 de noviembre de 2008, se
presenta la siguiente información inmobiliaria, que concuerda con lo expuesto en el
párrafo anterior. (7)
Emprendimientos inmobiliarios
Zona Norte y Oeste
Zona Sur
Barrios Cerrados
248
33
Nuevos Emprendimientos
31
13
Clubes de Chacras
31
11
Megaemprendimientos
8
3
100
34
418
94
Countries
Total
El 9 de noviembre de 2008 en dicho matutíno, en su suplemento Economía y
Negocios publica un artículo titulado “Ciudades y Desarrollo Económico”, el cual
fue elaborado con información estadística de la consultora ABECEB.COM. El
mismo consistió en un análisis de 199 municipios de todo el país en el primer
trimestre de 2008. Los indicadores evaluados fueron financieros (volumen de
préstamos y depósitos cada 1000 habitantes) y de consumo (patentamientos de
vehículos de alta gama y totales). Entre los 20 mejores municipios del país, de
acuerdo a este estudio se encuentran los de San Isidro y Vicente López (Edenor) y
entre los 20 peores José C. Paz, Moreno y La Matanza (Edenor) y Almirante Brown,
Berazategui y Florencio Varela (Edesur). Confirmando la coexistencia de zonas muy
desarrolladas con otras que presentas importantes carencias en el área de acción de
Edenor y una mayor incidencia de estos últimos en el área de Edesur. (10), (11)
18
En la Tabla 8 y en el Gráfico 8 se puede observar la evolución de los bienes de
uso para ambas compañías, los que son los componentes con mayor peso relativo
del activo. En los Anexos 3 y 10 se puede observar el detalle de estas inversiones
en bienes de uso. En Edenor a lo largo del decenio en orden decreciente de
importancia las inversiones han sido orientadas a redes de baja tensión,
subestaciones, redes de media tensión y subestaciones de transformación y en
medidores y conexiones. En Edesur se privilegiaron las inversiones en redes de
media tensión y centros de transformación, redes de baja tensión, subestaciones y
medidores y conexiones. En ambos casos estos rubros cubren dependiendo del
período del 70 al 75% del total de inversiones.
Bienes de uso
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
1.302,5
1.345,3
1.402,2
1.454,3
3.067,2
2.994,4
2.944,1
2.889,3
2.925,4
3.092,7
EDESUR
1.311,5
1.309,3
1.303,9
1.314,8
2.700,9
2.600,6
2.534,2
2.484,1
2.491,7
2.569,0
(millones de $)
Tabla 8 – Stock de bienes de uso de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
B ie n e s d e U s o e n M illo n e s d e $
3 .5 0 0 ,0 0
140%
3 .0 0 0 ,0 0
108%
M illo n e s d e $
99%
111%
115%
111%
116%
116%
117%
120%
120%
101%
2 .5 0 0 ,0 0
100%
2 .0 0 0 ,0 0
80%
1 .5 0 0 ,0 0
60%
1 .0 0 0 ,0 0
40%
5 0 0 ,0 0
20%
0 ,0 0
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
EDENOR
1 .3 0 2 ,5 0
1 .3 1 5 ,9 0
1 .4 0 2 ,2 0
1 .4 5 4 ,3 0
2 .9 9 1 ,5 0
2 .9 9 4 ,4 0
2 .9 4 4 ,1 0
2 .8 8 9 ,3 0
2 .9 2 5 ,4 0
3 .0 9 2 ,7 0
EDESUR
1 .3 1 1 ,5 0
1 .3 0 9 ,3 0
1 .3 0 3 ,9 0
1 .3 1 4 ,8 0
2 .7 0 0 ,9 0
2 .6 0 0 ,6 0
2 .5 3 4 ,2 0
2 .4 8 4 ,1 0
2 .4 9 1 ,7 0
2 .5 6 9 ,0 0
99%
101%
108%
111%
111%
115%
116%
116%
117%
120%
N o r te v s . S u r
EDENOR
EDESUR
0%
N o r te v s . S u r
Gráfico 8 – Stock de bienes de uso de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
En la Tabla 9 y en el Gráfico 9 se puede observar la evolución de las inversiones
netas (inversiones menos depreciaciones y amortizaciones) para ambas
compañías. (Anexo 4 y Anexo 11)
19
Inversión neta
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
EDENOR
42.762
56.887
52.162
1.612.895
EDESUR
-2.228
-5.436
10.936
1.386.047
(miles de $)
2.003
-72.788
-100.268
2.004
2.005
2.006
2.007
-50.316
-54.855
36.152
167.287
-66.395
-50.133
7.629
77.362
Tabla 9 – Evolución de las inversiones netas de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
In v e r s ió n N e t a e n M illo n e s d e $
1 .8 0 0 .0 0 0
1 .6 0 0 .0 0 0
1 .4 0 0 .0 0 0
M illo n e s d e $
1 .2 0 0 .0 0 0
1 .0 0 0 .0 0 0
8 0 0 .0 0 0
6 0 0 .0 0 0
4 0 0 .0 0 0
2 0 0 .0 0 0
0
- 2 0 0 .0 0 0
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
EDENOR
1 3 .3 9 5
8 6 .2 5 4
5 2 .1 6 2
1 .5 3 7 .1 5 0
2 .9 5 7
- 5 0 .3 1 6
- 5 4 .8 5 5
3 6 .1 5 2
1 6 7 .2 8 7
EDESUR
- 2 .2 2 8
- 5 .4 3 6
1 0 .9 3 6
1 .3 8 6 .0 4 7
- 1 0 0 .2 6 8
- 6 6 .3 9 5
- 5 0 .1 3 3
7 .6 2 9
7 7 .3 6 2
EDENOR
EDESUR
Gráfico 9 – Evolución de las inversiones netas de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
En Edenor se observa que durante los primeros años de la década (hasta 2001) la
inversión fue superior a las amortizaciones de cada ejercicio. En el año 2002 el
valor de tabla refleja en moneda corriente el efecto de la devaluación del peso. La
variación en los valores registrados corresponde a ajustes contables y no a
adquisición de bienes de uso. A partir de ese momento y en los años post-crisis se
puede apreciar una fuerte retracción en las inversiones netas y en 2006 y 2007 se
puede ver un mayor esfuerzo económico de la compañía en el área de inversiones,
motivado probablemente en la incidencia económica que generó la renegociación
de tarifas con el Estado Nacional.
En el caso de Edesur el análisis es análogo, aunque los montos de inversión neta
en el primer quinquenio de la década no alcanzaron a cubrir las depreciaciones y
solo en el 2001 fueron algo superiores.
Para el 2007 las inversiones netas respecto del total de activos representaron para
Edenor el 4.35% y para Edesur el 2.35%.
20
Inversión neta
Acumulativa
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
42,8
99,6
151,8
1764,7
1691,9
1641,6
1586,7
1622,9
1790,2
EDESUR
-2,2
-7,7
3,3
1389,3
1289,1
1222,7
1172,5
1180,2
1257,5
(millones de $)
Tabla 9-b –Inversiones netas acumulativas de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
En la Tabla 9-b vemos las inversiones netas acumulativas y se observa que
Edenor ha invertido más que Edesur, en todo el período, en bienes de uso.
Si en paralelo observamos los costos de explotación (gastos de distribución y
transmisión + gastos de administración + gastos de comercialización – compra de
gas – depreciaciones – previsiones) podemos concluir que como contrapartida a la
menor inversión efectuada por Edesur respecto a la realizada por Edenor, la
primera ha puesto un mayor esfuerzo en los costos de explotación que la segunda,
considerando que los bienes de uso de Edesur son equivalentes al 83% de los de
Edenor. (Tabla 10, Grafico 10, Anexo 6 y Anexo 13).
Costos de
explotación
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
195
187
189
186
271
245
272
309
353
458
EDESUR
209
282
217
212
291
268
297
301
379
504
(millones de $)
Tabla 10 – Costos de explotación de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
C o s to d e E x p lo ta c ió n - E d e n o r v s . E d e s u r
600
160%
151%
140%
500
M illo n e s d e $
115%
114%
107%
107%
400
109%
107%
109%
110%
120%
100%
97%
300
80%
60%
200
40%
100
20%
0
ED EN O R
ED ESU R
Edesur vs. Edenor
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
195
187
189
186
271
245
272
309
353
458
209
282
217
212
291
268
297
301
379
504
107%
151%
115%
114%
107%
109%
109%
97%
107%
110%
Gráfico 10 – Costos de explotación de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
21
0%
Esta tendencia se mantiene cuando se relacionan los gastos de operación con la
energía total vendida, con los kilómetros de red y con el número de usuarios.
(Tablas 11, 12 y 13).
Gastos de oper.
/ Energía vend
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
16,94
15,21
14,53
13,67
19,77
18,78
16,82
18,29
18,90
27,51
EDESUR
17,91
23,09
17,41
16,44
23,93
21,19
22,32
21,50
25,57
32,40
(1x106 $/ GWh)
Tabla 11 – Gastos operativos por GWh vendido de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
G a s to s d e O p ./E n e rg . V e n d id a - E d e n o r v s . E d e s u r
3 5
1 6 0 %
1 5 2 %
1 3 5 %
3 0
(1 x 1 0 ^ 6 $ /G W h )
1 2 0 %
1 4 0 %
1 3 3 %
1 2 0 %
1 2 1 %
1 1 8 % 1 2 0 %
1 1 8 %
2 5
1 1 3 %
1 0 6 %
1 0 0 %
2 0
8 0 %
1 5
6 0 %
1 0
4 0 %
5
0
2 0 %
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
E D E N O R
1 6 ,9 4
1 5 ,2 1
1 4 ,5 3
1 3 ,6 7
1 9 ,7 7
1 8 ,7 8
1 6 ,8 2
1 8 ,2 9
1 8 ,9
2 7 ,5 1
E D E S U R
1 7 ,9 1
2 3 ,0 9
1 7 ,4 1
1 6 ,4 4
2 3 ,9 3
2 1 ,1 9
2 2 ,3 2
2 1 ,5
2 5 ,5 7
3 2 ,4
E d e su r vs. E d e n o r
1 0 6 %
1 5 2 %
1 2 0 %
1 2 0 %
1 2 1 %
1 1 3 %
1 3 3 %
1 1 8 %
1 3 5 %
1 1 8 %
0 %
Gráfico 11 – Gastos operativos por GWh vendido de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
Gastos de oper.
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
5,75
5,52
5,21
5,52
7,33
6,49
7,59
9,05
9,68
12,46
EDESUR
6,97
8,43
8,86
9,11
12,51
11,37
12,67
12,93
16,07
21,29
/ km de red
Tabla 12 – Gastos operativos por km de red de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
G a s to s d e O p ./K m
d e re d - E d e n o r v s . E d e s u r
200%
(1 x 1 0 ^ 6 $ /K m
d e lin e a )
20
171%
170%
175%
166%
167%
180%
171%
160%
165%
143%
153%
15
140%
121%
120%
100%
10
80%
60%
5
40%
20%
0
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
E D E N O R
5 ,7 5
5 ,5 2
5 ,2 1
5 ,5 2
7 ,3 3
6 ,4 9
7 ,5 9
E D E S U R
6 ,9 7
8 ,4 3
8 ,8 6
9 ,1 1
1 2 ,5 1
1 1 ,3 7
1 2 ,6 7
121%
153%
170%
165%
171%
175%
167%
143%
E desur vs. E denor
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
9 ,0 5
9 ,6 8
1 2 ,4 6
1 2 ,9 3
1 6 ,0 7
2 1 ,2 9
166%
171%
0%
Gráfico 12 – Gastos operativos por km de red de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
22
Gastos de oper.
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
87,9
83,1
82,9
82,1
120,5
105,7
115,7
128,3
144,3
183,6
EDESUR
99,9
133,8
103,1
101,1
139,3
126,7
138,8
139,2
172,8
226,1
/ usuario
Tabla 13 – Gastos de operación por usuario de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
G a s to s d e O p ./U s u a rio - E d e n o r v s . E d e s u r
180%
161%
200
160%
(1 x 1 0 ^ 6 $ /U s u a rio )
140%
124%
150
123%
116%
120%
120%
120%
108%
123%
120%
114%
100%
80%
100
60%
40%
50
20%
0
EDENOR
EDESUR
Edesur vs. Edenor
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
8 7 ,9
8 3 ,1
8 2 ,9
8 2 ,1
1 2 0 ,5
1 0 5 ,7
1 1 5 ,7
1 2 8 ,3
1 4 4 ,3
1 8 3 ,6
9 9 ,9
1 3 3 ,8
1 0 3 ,1
1 0 1 ,1
1 3 9 ,3
1 2 6 ,7
1 3 8 ,8
1 3 9 ,2
1 7 2 ,8
2 2 6 ,1
114%
161%
124%
123%
116%
120%
120%
108%
120%
123%
0%
Gráfico 13 – Gastos de operación por usuario de EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
Análisis de estructura:
La evolución del origen y aplicación de los fondos de Edenor y de Edesur se
pueden observar en los Anexos 5 y 12.
En las tablas 14 y 15 la información está presentada sintéticamente para poder
apreciar como las empresas del estudio aplican sus fondos.
En la información recopilada se puede observar que en esta década Edesur tuvo
resultados negativos en los cinco años posteriores al 2001. La profunda crisis
económica que sufrió nuestro país y las medidas económicas instrumentadas por
el gobierno, con la Ley Nº 25.561 de “Emergencia Económica” y otras medidas
adoptadas posteriormente, mediante las cuales las tarifas de los servicios públicos
se pesificaron, se congelaron y se prohibió su indexación, tuvieron un fuerte
impacto en los resultados de las compañías concesionarias de los servicios
públicos privatizados en el año 1992 y particularmente en Edesur.
23
Recién en 2007 Edesur pudo revertir esta tendencia y obtuvo por primera vez
utilidad neta positiva en la época post crisis. El principal responsable de esta
recuperación económica fue el ajuste tarifario instrumentado a partir de
noviembre de 2005 del 28 % en el Valor Agregado de Distribución.
Por otro lado si observamos la utilidad que la compañía obtuvo en el año 1.999, se
puede apreciar que esta es sensiblemente inferior a la computada en los años
anterior y posterior. La razón principal fue el fuerte impacto económico que
produjo en la compañía el incidente en la “Subestación Azopardo”, en el que por
una falla en la misma se dejó de suministrar energía eléctrica inicialmente a
156.000 clientes y que tuvo una duración total de 9 días. Las erogaciones
estuvieron destinadas al pago de resarcimientos y bonificaciones a los clientes
afectados.
En todo el período los fondos generados por operaciones que fueron aplicados en
actividades de inversión, casi exclusivamente fueron destinados a la adquisición
de bienes de uso.
Estas inversiones no alcanzaron a cubrir las depreciaciones en los años 1.999 y
2.000 y con posterioridad a la crisis en los años 2.003, 2.004 y 2.005. Esta
situación, motivada por el contexto socio político económico, determina la
necesidad de recuperar en los próximos años el nivel de inversiones con el objeto
de poder brindar un servicio de distribución de energía que posibilite abastecer el
crecimiento de la demanda y mejorar la calidad de servicio.
De los fondos generados por operaciones que fueron aplicados en actividades de
financiación, los hechos mas destacados fueron: Durante el año 2.000, el rescate
de aproximadamente el 95 % de las acciones ordinarias escriturales clase “C”
correspondientes al Programa de Propiedad Participada, representativas del 10%
del paquete accionario de la Sociedad. Las restantes acciones clase “C”, que
estaban en manos de los empleados que no aceptaron la propuesta de adquisición,
se convirtieron en acciones clase “B” y se encuentran prendadas a favor de la
Sociedad.
También en el 2.000 se efectuó la cancelación de la Cuarta Serie de Obligaciones
Negociables.
24
Estas actividades fueron financiadas mediante la toma de créditos, como también
se puede apreciar en la Tabla Nº 14.
La sociedad distribuyó dividendos en todos los ejercicios comprendidos entre
1.998 y 2.001. A partir de este año Edesur no volvió a pagar dividendos.
En el caso de Edenor el estado de origen y aplicación de fondos puede apreciarse
en la Tabla Nº 15.
Edenor tuvo resultados negativos en los años 2.002, 2.004 y 2.005. Las
principales razones de estos resultados radican en el hecho que Edenor es una
empresa que hasta el año 2001 presentó una estructura de financiación, en la que
aproximadamente el 55% de sus activos estaban financiados por el patrimonio
neto y los pasivos alcanzaban el 45%.
Estos pasivos fueron tomados mayoritariamente en moneda extranjera, en su casi
totalidad en dólares.
Una de las consecuencias de la crisis del 2.001 fue la devaluación del peso frente
al dólar. En diciembre del 2.001 la paridad cambiaria era 1U$S = 1$ y en
diciembre de 2.002 era 1U$S = 3,37$. La conversión a moneda local de la deuda
contraída en moneda extranjera, asociado a la pesificación de las tarifas provocó
la pérdida de utilidad en este año.
En 2.003 la utilidad fue positiva, asociado a un fenómeno inverso al observado en
2.002, motivado a la parcial recuperación del peso respecto al dólar en este
período. En diciembre del 2.003 la paridad cambiaria era 1U$S = 2,93$. Durante
2.004 y 2.005 los balances arrojaron pérdidas y en 2.006 y 2.007 se invirtió la
ecuación obteniéndose resultados positivos. En 2.006 principalmente por la
renegociación de la deuda en default y en 2.007 por el ajuste tarifario en un 28%
en el Valor Agregado de Distribución, debido a la puesta en vigencia del Acta
Acuerdo suscripta entre Edenor y la UNIREN (Decreto 1957/06) B.O.: 08/ 01/
2.007.
Los fondos generados por operaciones que fueron aplicados en actividades de
inversión, fueron destinados mayoritariamente a la adquisición de bienes de uso.
Estas inversiones no cubrieron las depreciaciones en los años 2.004 y 2.005. En el
resto de los años del período en estudio las inversiones netas fueron positivas.
25
Edesur
ESTADO DE ORIGEN Y APLICACIÓN DE FONDOS (resumen)
Fondos generados por operaciones:
Utilidad Neta
Ajustes para conciliar la utilizada neta con los fondos
generados por (aplicados a ) las operaciones:
Total fondos generados por las operaciones
Fondos Generados por (aplicados) las actividades de
inversión:
Adquisición de bienes de uso
Otros
Total fondos (aplicados a) las actividades de inversión
Fondos Generados por (aplicados) actividades de
financiación:
Pago de Dividendos
Préstamos bancarios
Cancelación de obligaciones negociables
Rescate de acciones propias
Total fondos (aplicados a) las actividades de financiación
(Disminución) Aumento de fondos
Fondos al inicio
R.E.I. y diferencia de cambio generados por el efectivo
Fondos al cierre
1998
1999
2000
2001
93.160
109.850
22.927
132.783
93.423
149.703
98.520
81.654
203.010
155.710
243.126
-136.644
2.743
-133.901
-110.102
2.440
-107.662
-84.174
-15.417
-28.939
-7.412
-99.591
2002
2003
2004
2005
2006
2007
-179.415
545.762
-17.133
269.109
-28.301
308.712
-42.710
270.678
-63.464
237.683
161.510
338.301
180.174
366.347
252.006
280.411
227.968
174.219
499.811
-108.284
0
-108.284
-127.338
-10.000
-135.717
-138.553
-38.675
-176.720
-65.961
-54.107
-116.624
-89.840
-73.931
-163.155
-112.973
-78.159
-190.261
-143.936
-82.826
-225.068
-198.693
-109.635
-307.204
-87.152
9.451
-150.555
-93.941
-97.543
-26.292
68.560
-184.375
-36.351
-38.781
229.182
-152.644
-146.679
-108.922
-77.701
-150.555
-93.941
-97.543
-26.292
68.560
-184.375
-30.482
37.360
11.697
6.878
25.920
18.575
-33.244
44.495
39.072
24.551
6.878
18.575
44.495
11.251
63.623
41.441
64.094
-6.707
98.828
19.713
98.828
1.629
120.170
11.415
120.170
-443
131.142
17.711
131.142
-944
147.909
8.232
147.909
1.034
157.175
Tabla 14 – Evolución del estado de origen y de aplicación de fondos de EDESUR entre 1.998 y 2007.
26
Edenor
ESTADO DE ORIGEN Y APLICACIÓN DE FONDOS (resumen)
Fondos generados por operaciones:
Utilidad Neta
Ajustes para conciliar la utilizada neta con los fondos
generados por (aplicados a ) las operaciones:
Total fondos generados por las operaciones
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
81.838
145.164
90.101
75.859
90.305
92.477
93.202
85.905
-582.678
56.788
210.652
152.332
-89.939
221.041
-149.601
192.135
293.066
109.253
122.458
194.828
227.002
165.960
182.782
179.107
-525.890
362.984
131.102
42.534
402.319
317.286
Fondos Generados por (aplicados) las actividades de
inversión:
Adquisición de bienes de uso
Otros
Total fondos (aplicados a) las actividades de inversión
-137.557
0
-137.557
-121.766
0
-121.766
-144.992
0
-144.992
-138.717
0
-138.717
-69.212
0
-69.212
-80.563
0
-80.563
-125.093
0
-125.093
-124.482
0
-124.482
-179.671
0
-179.671
-336.851
0
-336.851
Fondos Generados por (aplicados) actividades de
financiación:
pago de dividendos
Préstamos Bancarios
Cancelación de obligaciones negociables
Rescate de acciones propias. Aumento de Capital
Total fondos (aplicados a) las actividades de financiación
-101.630
39.919
0
0
-61.711
-49.746
-41.865
0
0
-91.611
-124.996
67.222
0
0
-57.774
-28.000
-2.857
0
0
-30.857
0
625.495
0
0
625.495
0
-165.569
0
0
-165.569
0
71.742
0
0
71.742
0
138.975
0
0
138.975
0
-498.114
0
0
-498.114
0
-93.683
0
181.773
88.090
27.734
44.556
0
72.290
-47.417
72.290
0
24.873
-19.984
24.873
0
4.889
9.533
4.889
0
14.422
30.393
26.116
0
56.509
116.852
56.509
0
173.361
77.751
173.361
0
251.112
57.027
251.112
0
308.139
-275.466
308.139
0
32.673
68.525
32.673
0
101.198
(Disminución) Aumento de fondos
Fondos al inicio
R.E.I. y diferencia de cambio generados por el efectivo
Fondos al cierre
Tabla 15 – Evolución del estado de origen y de aplicación de fondos de EDENOR entre 1.998 y 2007.
27
De los fondos aplicados en actividades de financiación se destacan los siguientes:
En 2.007 se aumentó el capital social en un 9% y se completó la oferta pública de
sus acciones ordinarias clase B.
Estas acciones cotizan en forma de acciones de depósito en custodia (American
Depositary Shares o “ADSs”) en la Bolsa de Comercio de Nueva York (New
York Stock Exchange) y en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires bajo el
símbolo “EDN”.
De los fondos obtenidos de la oferta pública inicial una parte fue utilizada por
Edenor para comprar sus Obligaciones Negociables emitidas en 2006, en ocasión
de la reestructuración de su deuda financiera.
También en el ejercicio 2007 se efectuó una nueva colocación de Obligaciones
Negociables, cuyo resultado se destinó sustancialmente para solventar el rescate
de las Obligaciones Negociables a Descuento con vencimiento en 2014. El
resultado final de estas operatorias se tradujo en una disminución de la deuda
financiera total del 17,6% respecto al ejercicio anterior.
La sociedad distribuyó dividendos en todos los ejercicios comprendidos entre
1.998 y 2.001. A partir de este año Edenor no volvió a pagar dividendos.
Nota: En la Tabla 15 en la fila correspondiente a “Rescate de acciones propias”, en
el año 2007 se consignó el valor 181.773 (miles de $). El mismo corresponde al
aumento de capital de 74.844.900 acciones emitidas en ese año.
28
Análisis de los resultados:
Se realiza una revisión de los índices económicos y financieros de ambas
empresas para el período 1.998 – 2.007.
En la Tabla 16 y en el Gráfico 16 se puede observar como fueron dirigidas las
inversiones de ambas empresas en la última década, expresadas a través de la
relación bienes de uso/ total de activos. En el caso de Edesur se aprecia una
tendencia decreciente en este ratio a lo largo de todo el período y en particular en
los últimos años relacionado con un crecimiento sostenido de los rubros
inversiones y créditos por ventas del activo corriente y particularmente en 2.007
en créditos por ventas del activo no corriente.
Edenor presenta una relación mas pareja en todo el período, excepto en los años de
la crisis. (Anexo 6 y Anexo 13)
Estructura de
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
81,7%
83,5%
84,3%
84,4%
88,1%
86,1%
83,7%
80,8%
82,8%
80,4%
EDESUR
90,3%
88,4%
86,5%
87,0%
88,4%
85,1%
84,6%
83,0%
82,6%
78,0%
inversión (%)
Tabla 16 – Relación de bienes de uso/ total de activos de EDENOR y EDESUR
entre 1.998 y 2007.
E s tr u c tu r a d e In v e r s ió n - E d e n o r v s . E d e s u r
9 2 ,0 0 %
9 0 ,0 0 %
8 8 ,0 0 %
8 6 ,0 0 %
(% )
8 4 ,0 0 %
8 2 ,0 0 %
8 0 ,0 0 %
7 8 ,0 0 %
7 6 ,0 0 %
7 4 ,0 0 %
7 2 ,0 0 %
7 0 ,0 0 %
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
EDENOR
8 1 ,7 0 %
8 3 ,5 0 %
8 4 ,3 0 %
8 4 ,4 0 %
8 8 ,1 0 %
8 6 ,1 0 %
8 3 ,7 0 %
8 0 ,8 0 %
8 2 ,8 0 %
8 0 ,4 0 %
EDESUR
9 0 ,3 0 %
8 8 ,4 0 %
8 6 ,5 0 %
8 7 ,0 0 %
8 8 ,4 0 %
8 5 ,1 0 %
8 4 ,6 0 %
8 3 ,0 0 %
8 2 ,6 0 %
7 8 ,0 0 %
Gráfico 16 – Relación de bienes de uso/ total de activos de EDENOR y EDESUR
entre 1.998 y 2007.
29
La estructura de la financiación (patrimonio neto / (total pasivo+patrimonio
neto)) x 100, en ambas empresas se aprecia en la Tabla Nº 17, y en el Gráfico 17.
En la misma se destaca que en todo el período de estudio los valores arrojan que
Edenor es una empresa que financia sus activos con pasivos a través de la toma de
préstamos bancarios en un promedio del 51 % aproximadamente. En el año 2.005
el pasivo alcanzó el 61,5 % respecto al total de activos, siendo este el valor más
alto del período.
En cambio en Edesur los pasivos promedios fueron cercanos al 31 %, alcanzando
su máximo valor en el período, en el año 2.007 con un 34,7 %. (Anexo 7, Anexo
14)
Estructura de
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
54,9%
56,8%
53,0%
54,9%
42,5%
46,5%
43,4%
38,5%
47,3%
51,3%
EDESUR
74,7%
72,8%
65,5%
66,1%
65,4%
69,6%
70,0%
68,6%
66,0%
65,3%
financiación (%)
Tabla 17 – Evolución de la estructura de financiación (PN / PN + Pasivos) de
EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007.
Estructura de Financiación - Edenor vs. Edesur
80,00%
70,00%
60,00%
(%)
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
54,90%
56,80%
53,00%
54,90%
42,50%
46,50%
43,40%
38,50%
47,30%
51,30%
EDESUR
74,70%
72,80%
65,50%
66,10%
65,40%
69,60%
70,00%
68,60%
66,00%
65,30%
Gráfico 17 – Evolución de la estructura de financiación (PN / PN + Pasivos) de
EDENOR y EDESUR entre 1.998 y 2007
La evolución del margen de ganancia (pérdida) en relación con las ventas
siguió los avatares de la economía. Siendo en promedio para Edesur del 1,17% y
30
para Edenor del 1,33% para los diez años. En los años previos al 2.001, ambas
empresas obtenían ganancias / ventas del orden del 10%. Solamente Edesur tuvo
en el 1.999 un año con un índice de 2,5% debido al incidente en la subestación
Azopardo, descripto previamente. (Tabla 18, Gráfico 18, Anexo 7, Anexo 14)
Estructura de
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
9,4%
10,0%
10,0%
10,6%
-55,2%
22,3%
-8,1%
-11,9%
21,3%
6,2%
EDESUR
10,8%
2,5%
10,4%
11,1%
-16,9%
-1,9%
-2,6%
-3,2%
-4,5%
7,8%
resultados (%)
Tabla 18 – Estructura de resultados (Resultado neto / ventas) de EDENOR y
EDESUR entre 1.998 y 2007.
Estructura de Resultados - Edenor vs. Edesur
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
(%)
-10,00%
-20,00%
-30,00%
-40,00%
-50,00%
-60,00%
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
9,40%
10,00%
10,00%
10,60%
-55,20%
22,30%
-8,10%
-11,90%
21,30%
6,20%
EDESUR
10,80%
2,50%
10,40%
11,10%
-16,90%
-1,90%
-2,60%
-3,20%
-4,50%
7,80%
Gráfico 18 – Estructura de resultados (Resultado neto / ventas) de EDENOR y
EDESUR entre 1.998 y 2007.
La relación entre costos de operación e inversiones se pueden ver en la Tabla Nº
19, Gráfico 19. Nuevamente se observa la tendencia ya descripta a privilegiar las
inversiones respecto a los costos de operación en el caso de Edenor,
contrariamente Edesur optó por hacer un mayor esfuerzo relativo en mantener las
instalaciones existentes a invertir en nuevos bienes de uso. Esta tendencia solo fue
diferente en los años 2002 y 2003, principalmente motivado por la fuerte
retracción que generó la crisis en las inversiones de Edenor. (Anexo7, Anexo 14)
31
Costo Explot /
Inversiones
EDENOR
1.998
1.999
2.000
1,59
1,54
1,40
3,20
2,51
EDESUR
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
1,44
4,06
12,06
2,20
2,54
1,65
1,34
2,18
3,85
5,13
2,98
2,70
2,64
2,24
Tabla 19 – Costos de explotación/ inversiones de EDENOR y EDESUR entre
1.998 y 2007.
C o s to E x p lo t./In v e rs ió n - E d e n o r v s . E d e s u r
14
12
10
8
6
4
2
0
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
EDENOR
1 ,5 9
1 ,5 4
1 ,4
1 ,4 4
4 ,0 6
1 2 ,0 6
2 ,2
2 ,5 4
1 ,6 5
1 ,3 4
EDESUR
0
3 ,2
2 ,5 1
2 ,1 8
3 ,8 5
5 ,1 3
2 ,9 8
2 ,7
2 ,6 4
2 ,2 4
Gráfico 19 – Costos de explotación/ inversiones de EDENOR y EDESUR entre
1.998 y 2007.
Situación económica.
En este capítulo se revisan los resultados de Edenor y de Edesur, en relación con
el patrimonio neto y el activo.
En la Tabla 20, Gráfico 20 se revisan los resultados de ambas compañías
expresados como Utilidad Neta / Patrimonio Neto “ROE”.
Hasta el año 2001 inclusive ambas compañías presentaron utilidades positivas y
con valores promedio para Edenor de 9,8% y para Edesur de 9,3%. En el caso de
Edesur separamos del análisis el año 1999 debido al incidente en la Subestación
Azopardo. El análisis de la evolución posterior de este ratio en ambas compañías
es similar al hecho con anterioridad cuando se reviso la utilidad de las empresas en
el Análisis de Estructura. Actualmente ambas compañías han logrado obtener
nuevamente valores positivos en sus “ROEs”, originado principalmente por el
ajuste transitorio de tarifas y el inicio del proceso de condonación de las
32
penalidades aplicadas, obtenidos por la puesta en vigencia del Acta Acuerdo
suscripta con la Uniren. En el futuro inmediato las mayores expectativas están
volcadas a la realización de una revisión tarifaria integral que conduzca a la
normalización de las condiciones económicas de las mayores distribuidoras de
energía eléctrica del país. (Anexo7, Anexo 14, Anexo 21)
Utilidad Neta /
Patrimonio
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
9,3%
9,8%
10,2%
9,8%
-39,7%
13,0%
-5,9%
-10,9%
17,5%
6,2%
EDESUR
8,6%
2,1%
9,5%
9,9%
-9,0%
-0,8%
-1,3%
-2,1%
-3,2%
7,5%
Neto
Tabla 20 – Evolución del ROE (Utilidad Neta / Patrimonio Neto) de EDENOR y
EDESUR entre 1.998 y 2007.
U tilid a d N e ta /P a trim o n io N e to - E d e n o r v s . E d e s u r
2 0 ,0 0 %
1 0 ,0 0 %
0 ,0 0 %
-1 0 ,0 0 %
-2 0 ,0 0 %
-3 0 ,0 0 %
-4 0 ,0 0 %
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
EDENOR
9 ,3 0 %
9 ,8 0 %
1 0 ,2 0 %
9 ,8 0 %
-3 9 ,7 0 %
1 3 ,0 0 %
-5 ,9 0 %
-1 0 ,9 0 %
1 7 ,5 0 %
6 ,2 0 %
EDESUR
8 ,6 0 %
2 ,1 0 %
9 ,5 0 %
9 ,9 0 %
-9 ,0 0 %
-0 ,8 0 %
-1 ,3 0 %
-2 ,1 0 %
-3 ,2 0 %
7 ,5 0 %
Gráfico 20 – Evolución del ROE (Utilidad Neta / Patrimonio Neto) de EDENOR y
EDESUR entre 1.998 y 2007.
Al hacer el mismo análisis respecto a los activos “ROA” de ambas compañías
observamos tendencias similares a la del ROE. (Tabla 21, Gráfico 21, Anexo 7,
Anexo 14, Anexo 20).
Se puede observar que en el caso de Edenor este ratio es porcentualmente menor
al de Edesur, debido a que en su estructura de financiación la distribuidora del
norte tiene una mayor proporción de pasivos que la distribuidora del sur.
33
Utilidad Neta /
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
5,1%
5,6%
5,4%
5,4%
-16,9%
6,1%
-2,6%
-4,2%
8,3%
3,2%
EDESUR
6,4%
1,5%
6,2%
6,5%
-5,9%
-0,6%
-0,9%
-1,4%
-2,1%
4,9%
Activos
Tabla 21 – Evolución del ROA (Utilidad Neta / Total de Activos) de EDENOR y
EDESUR entre 1.998 y 2007.
Utilidad Neta/Activos - Edenor vs. Edesur
10,00%
8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%
-2,00%
-4,00%
-6,00%
-8,00%
-10,00%
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
ED EN O R
6,40%
1,50%
6,20%
6,50%
-5,90%
-0,60%
-0,90%
-1,40%
-2,10%
4,90%
ED ESU R
8,60%
2,10%
9,50%
9,90%
-9,00%
-0,80%
-1,30%
-2,10%
-3,20%
7,50%
Gráfico 21 – Evolución del ROA (Utilidad Neta / Total de Activos) de EDENOR
y EDESUR entre 1.998 y 2007.
En la Tabla 22, Gráfico 22 podemos apreciar la relación ROA/ROE de Edenor y
Edesur. (Anexo 7, Anexo 14)
En los resultados observamos que los mismos son iguales a los obtenidos en la
Tabla Nº 17 de Estructura de la Financiación (Patrimonio Neto / Activos)
Estructura de
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
54,9%
56,8%
53,0%
54,9%
42,5%
46,5%
43,4%
38,5%
47,3%
51,3%
EDESUR
74,7%
72,8%
65,5%
66,1%
65,4%
69,6%
70,0%
68,6%
66,0%
65,3%
resultados
Tabla 22 – Evolución de la relación ROA / ROE de EDENOR y EDESUR entre
1.998 y 2007.
34
E stru ctu ra d e R esu ltao d s - E d en o r vs. E d esu r
80,00%
70,00%
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
54,90%
56,80%
53,00%
54,90%
42,50%
46,50%
43,40%
38,50%
47,30%
51,30%
EDESUR
74,70%
72,80%
65,50%
66,10%
65,40%
69,60%
70,00%
68,60%
66,00%
65,30%
Gráfico 22 – Evolución de la relación ROA / ROE de EDENOR y EDESUR entre
1.998 y 2007.
Los Contratos de Operación y Asistencia Técnica y el pago de Honorarios del
Operador Técnico merecen un detallado análisis.
-De acuerdo a lo establecido en los Pliegos de Bases y Condiciones del Concurso
Público Internacional para la venta de acciones Clase “A” y en los Contratos de
Transferencia ambas empresas distribuidoras han suscripto sendos contratos de
“Asesoramiento Técnico en la Distribución y Comercialización de Energía
Eléctrica”. El prestador compromete su experiencia, conocimientos técnicos,
dirección y capacitación para la conducción de la operación del servicio de
distribución y comercialización de electricidad. Como contrapartida las
distribuidoras abonan los honorarios acordados con la contratada.
A tal fin Edesur contrató los servicios de asistencia técnica a Chilectra SA. El
mismo tuvo vigencia hasta el mes de agosto de 2007.
Chilectra SA es titular del 20,848% de las acciones de Edesur SA y también es
titular del 23,42% de las acciones de Distrilec Inversora SA, que como ya se
manifestó es el grupo controlador de Edesur SA con el 56,358% de la acciones.
En el caso de Edenor el contrato de asistencia técnica fue firmado con EDF
International (EDF S.A.) y la Empresa Nacional Hidroeléctrica del Ribagorzana
S.A. (ENHER). Ambas constituyentes de Electricidad Argentina S.A. (EASA),
grupo controlador de Edenor, hasta que se hizo cargo de la compañía Pampa
Holding S.A.
35
En 1999, ENHER cedió a su controlante ENDESA S.A. el contrato de operación.
En 2001, ENDESA S.A. cedió a favor de EDF International los derechos y
obligaciones que poseía en el contrato de operación, quedando ésta última como
único operador. Este Contrato de Operación tuvo vigencia hasta agosto de 2007.
En 2005, con posterioridad a que Dolphin tomara posesión en Edenor. Esta y EDF
S.A. celebraron un nuevo Contrato de Asistencia Técnica por el término de cinco
años o mientras Dolphin mantuviera el control accionario de Electricidad
Argentina SA y de Edenor. Los términos establecían que Edenor pagaría a EDF
SA un valor de 10.000.000 U$S, como monto por la asistencia técnica, en cinco
cuotas anuales. En 2007 se renegoció el contrato y se fijó como fecha de
finalización efectiva del mismo el 31 de diciembre de 2008.
En abril de 2006, Edenor y EASA, firmaron un acuerdo por el que EASA proveerá
asesoramiento técnico en materia financiera a Edenor desde el 19 de septiembre de
2005 y por el término de cinco años. EASA percibirá honorarios por 2.000.000
U$S más IVA.
Por lo descripto es evidente que estos contratos han sido suscriptos con empresas
tenedoras de acciones de las distribuidoras de electricidad y los honorarios
correspondientes son percibidos por ellas. En la Tabla 23 y en el Gráfico 23 se
pueden ver los honorarios abonados por las distribuidoras en los últimos diez años
en concepto de asistencia técnica. (Anexo 6 y Anexo 13)
Honorarios
del operador
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
23.1
23.0
23.2
22.6
26.9
22.1
26.1
22.4
7.1
8.6
EDESUR
43.8
34.0
42.3
50.6
52.8
41.6
43.3
4.5
4.9
5.7
(millones $)
Tabla 23 – Evolución de los Honorarios del Operador de EDENOR y EDESUR
entre 1.998 y 2007.
36
H o n o rario s d el O p erad o r - E d en o r vs. E d esu r
60
250%
224%
50
196%
190%
200%
188%
182%
166%
(M illo n e s d e $ )
40
150%
148%
30
100%
20
69%
66%
50%
10
20%
0
EDENOR
EDESUR
E d e su r vs. E d e n o r
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
2 3 ,1
23
2 3 ,2
2 2 ,6
2 6 ,9
2 2 ,1
2 6 ,1
2 2 ,4
7 ,1
8 ,6
4 3 ,8
34
4 2 ,3
5 0 ,6
5 2 ,8
4 1 ,6
4 3 ,3
4 ,5
4 ,9
5 ,7
190%
148%
182%
224%
196%
188%
166%
20%
69%
66%
0%
Gráfico 23 – Evolución de los Honorarios del Operador de EDENOR y EDESUR
entre 1.998 y 2007.
A partir de esta información se puede considerar que los accionistas mayoritarios
de Edenor y de Edesur además de la Utilidad Neta de cada ejercicio, como
remuneración al capital invertido, también han percibido estos Honorarios del
Operador, claro está, como retribución al asesoramiento suministrado.
En las Tablas 24 y 25, y en los Gráficos 24 y 25 se representan para cada empresa
la sumatoria de la Utilidad Neta y los Honorarios del Operador (UN+HO),
como una forma de cuantificar la totalidad de los beneficios a que se hacen
acreedores los accionistas mayoritarios en cada ejercicio y también el cociente de
este valor con el patrimonio neto (PN), con el objeto de evaluar la tasa de
remuneración hipotética que obtendrían sobre su inversión. (Anexos 6 y 13).
EDENOR
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
81,8
90,1
90,3
93,2
-586,9
210,7
-89,9
-149,6
293,1
122,5
104,9
113,1
113,5
115,8
-560,0
232,7
-63,9
-127,2
300,2
131,0
12,0%
12,3%
12,9%
12,2%
-37,9%
14,4%
-4,2%
-9,2%
18,0%
6,6%
Util. Neta
(millones $)
(UN+HO)
(millones $)
(UN+HO)/
PN (%)
Tabla 24 – Evolución de la Utilidad Neta y los Honorarios del Operador /
Patrimonio Neto de EDENOR entre 1.998 y 2007.
37
Indicadores EDENOR
400
30,00%
300
200
12,30%
12,00%
20,00%
18,00%
14,40%
12,90%
12,20%
10,00%
6,60%
100
0
0,00%
-100
-4,20%
-10,00%
-9,20%
-200
-20,00%
-300
-400
-30,00%
-500
-700
-40,00%
-37,90%
-600
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
122,5
Util. Neta (millones $)
81,8
90,1
90,3
93,2
-586,9
210,7
-89,9
-149,6
293,1
(UN+HO) (millones $)
104,9
113,1
113,5
115,8
-560
232,7
-63,9
-127,2
300,2
131
12,00%
12,30%
12,90%
12,20%
-37,90%
14,40%
-4,20%
-9,20%
18,00%
6,60%
(UN+HO)/PN (%)
-50,00%
Gráfico 24 – Evolución de la Utilidad Neta y los Honorarios del Operador /
Patrimonio Neto de EDENOR entre 1.998 y 2007.
EDESUR
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
93,2
23,0
93,4
98,5
-179,4
-17,1
-28,3
-42,7
-63,5
161,5
136,9
56,9
135,7
149,1
-126,6
24,5
15,0
-38,2
-58,6
167,2
12,6%
5,3%
13,8%
14,9%
-6,3%
1,2%
0,7%
-1,9%
-2,9%
7,8%
Util. Neta
(millones $)
(UN+HO)
(millones $)
(UN+HO)/PN
(%)
Tabla 25 – Evolución de la Utilidad Neta y los Honorarios del Operador /
Patrimonio Neto de EDESUR entre 1.998 y 2007.
38
Indicadores EDESUR
200
150
20,00%
13,80%
14,90%
12,60%
15,00%
100
10,00%
5,30%
50
7,80%
0
5,00%
1,20%
-50
0,00%
0,70%
-100
-1,90%
-2,90%
-5,00%
-150
-6,30%
-200
Util. Neta (millones $)
(UN+HO ) (millones $)
(UN+HO )/PN (% )
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
93,2
23
93,4
98,5
-179,4
-17,1
-28,3
-42,7
-63,5
161,5
136,9
56,9
135,7
149,1
-126,6
24,5
15
-38,2
-58,6
167,2
12,60%
5,30%
13,80%
14,90%
-6,30%
1,20%
0,70%
-1,90%
-2,90%
7,80%
-10,00%
Gráfico 25 – Evolución de la Utilidad Neta y los Honorarios del Operador /
Patrimonio Neto de EDESUR entre 1.998 y 2007.
En ambos gráficos se puede apreciar la importancia relativa que han tenido los
honorarios del operador en los resultados de ambas compañías. En Edenor en los
años previos a la crisis llegaron a ser del orden del 25% de la utilidad neta y en los
últimos años se han reducido a una tercera parte de los anteriores.
En Edesur han tenido un peso relativo más importante. En los años previos a la
crisis eran representativos de más de un 45% de la utilidad neta. En el año 1999
los honorarios del operador superaron en un 55% la utilidad neta y en los años
2003 y 2004 los honorarios del operador abonados superaron la pérdida de ambos
ejercicios. En los últimos tres años los honorarios de asistencia técnica cayeron a
un décimo de los de los primeros años del estudio.
Consideramos que posiblemente esta brusca caída en los últimos años de los
honorarios se deba al hecho que la Uniren consideró que estos costos no son
trasladables a tarifas.
Otros Indicadores.
En la Tabla 26, Gráfico 26, se puede observar el Índice de Liquidez de Edenor y
Edesur. (Anexo 7, Anexo 14 y Anexo 15)
Aunque este índice por si solo no es indicativo de la situación de la empresa
debido a la dinámica de los activos y pasivos corrientes, la evolución del mismo
39
en una década, marca una tendencia de cómo cada compañía atendió sus deudas
de corto plazo.
En los primeros años del período de análisis hasta el 2001 ambas empresas
tuvieron índices de liquidez que indicaban al momento de la realización de los
balances insuficientes activos corrientes para atender los pasivos de corto plazo.
Esta situación se agravó sensiblemente durante la crisis y particularmente para
Edenor, que durante cuatro años consecutivos mantuvo índices de liquidez
promedio del 27,5%. En este período la empresa tuvo severas dificultades para
atender sus compromisos y estuvo en default. A partir de 2006 la recuperación fue
significativa respaldada en la renegociación de la deuda y en el aumento
transitorio de tarifas. En Edesur la situación postcrisis no fue tan importante como
en Edenor y la recuperación relativa se logro luego de dos años.
Es de destacar que en ninguno de los balances revisados de ambas distribuidoras
se pudieron ver índices de liquidez que indiquen activos suficientes como para
atender los compromisos de corto plazo.
Liquidez
(Activo cte /
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
78,3%
57,8%
55,4%
45,8%
26,2%
28,1%
26,7%
28,9%
79,8%
92,0%
EDESUR
63,8%
44,3%
46,7%
42,5%
24,0%
39,5%
62,3%
67,3%
71,7%
65,8%
Pasivo cte)
Tabla 26 – Liquidez de EDENOR y de EDESUR entre 1.998 y 2007.
In d ic a d o re s d e L iq u id e z - E d e n o r v s . E d e s u r
1 0 0 ,0 0 %
9 0 ,0 0 %
8 0 ,0 0 %
7 0 ,0 0 %
6 0 ,0 0 %
5 0 ,0 0 %
4 0 ,0 0 %
3 0 ,0 0 %
2 0 ,0 0 %
1 0 ,0 0 %
0 ,0 0 %
1 .9 9 8
1 .9 9 9
2 .0 0 0
2 .0 0 1
2 .0 0 2
2 .0 0 3
2 .0 0 4
2 .0 0 5
2 .0 0 6
2 .0 0 7
EDENOR
7 8 ,3 0 %
5 7 ,8 0 %
5 5 ,4 0 %
4 5 ,8 0 %
2 6 ,2 0 %
2 8 ,1 0 %
2 6 ,7 0 %
2 8 ,9 0 %
7 9 ,8 0 %
9 2 ,0 0 %
EDESUR
6 3 ,8 0 %
4 4 ,3 0 %
4 6 ,7 0 %
4 2 ,5 0 %
2 4 ,0 0 %
3 9 ,5 0 %
6 2 ,3 0 %
6 7 ,3 0 %
7 1 ,7 0 %
6 5 ,8 0 %
Gráfico 26 – Liquidez de EDENOR y de EDESUR entre 1.998 y 2007.
40
Otro índice importante es el de rotación que puede ser interpretado como la
cantidad de pesos de venta generados anualmente por cada peso invertido por los
accionistas en el patrimonio neto.
Es destacable que exceptuando los primeros años postcrisis Edenor siempre
presentó un mejor rendimiento en este concepto respecto de Edesur debido
básicamente a que el volumen de ventas de Edenor es superior al de Edesur y a
que además siempre financió un mayor porcentaje de sus activos con pasivos. O
de otra forma en su estructura de financiamiento el patrimonio neto tiene un
porcentaje menor con respecto al de Edesur. (Tabla 27, Gráfico 27, Anexo 7,
Anexo 14)
Rotación
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
99,3%
98,5%
102,8%
92,5%
71,9%
58,3%
72,5%
91,6%
82,5%
100,4%
EDESUR
79,7%
84,0%
91,2%
88,9%
53,1%
43,3%
52,7%
65,4%
70,9%
95,8%
(Ventas / PN)
Tabla 27 –Rotación de EDENOR y de EDESUR entre 1.998 y 2007.
Indicadores de Rotación - Edenor vs. Edesur
120,00%
100,00%
80,00%
60,00%
40,00%
20,00%
0,00%
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
EDENOR
99,30%
98,50%
102,80%
92,50%
71,90%
58,30%
72,50%
91,60%
82,50%
100,40%
EDESUR
79,70%
84,00%
91,20%
88,90%
53,10%
43,30%
52,70%
65,40%
70,90%
95,80%
Gráfico 27 –Rotación de EDENOR y de EDESUR entre 1.998 y 2007.
41
Comparación entre empresas:
Tanto a Edesur como a Edenor el Poder Ejecutivo Nacional les otorgó la
concesión por un plazo de 95 años, prorrogable por un máximo adicional de 10
años. Este lapso se divide en períodos de gestión, el primero de los cuales tiene
una duración de 15 años y los siguientes de 10 años cada uno.
Como lo estipulan los Contratos de Concesión, cada una de las Distribuidoras será
responsable de asegurar la provisión y disponibilidad de energía eléctrica, a fin de
satisfacer la demanda y con los niveles de calidad establecidos, debiendo asegurar
las fuentes de abastecimiento.
El Marco Regulatorio les otorga la exclusividad de la distribución y
comercialización de energía eléctrica dentro del área de concesión para todos los
usuarios que no tengan la posibilidad de contratar su abastecimiento en el
Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), deben satisfacer toda demanda de que se le
requiera. Deben dar libre acceso a sus instalaciones a todos los agentes del MEM
que lo requieran.
Resulta evidente que Edenor y Edesur están recorriendo las primeras etapas de sus
concesiones, debido a que a fines del 2007 recién habrán transcurrido 15 años de
un total de 95.
En este estudio estamos cubriendo las últimas dos terceras partes de la historia de
las concesiones de distribución de energía eléctrica.
Como ya hemos podido observar en este tiempo ha habido muchos cambios en el
contexto socio, político y económico del país, que marcó fuertemente la operatoria
y el resultado empresario de las distribuidoras.
En un primer análisis pudimos observar que en el transcurrir de esta etapa de la
vida de las concesiones hubo factores del entorno que se desarrollaron de una
manera muy favorable para el crecimiento de Edenor. Este contexto de alguna
manera era previsible y de alguna manera esperable ya que la zona norte de la
Capital Federal y del conurbano al principio de las concesiones tenían una
expectativa de crecimiento y desarrollo más intenso que el de la zona sur.
Así fue que Edenor tuvo un crecimiento más destacado en la cantidad de clientes y
en la demanda de energía y potencia, situación que derivó en un mayor
42
crecimiento en las inversiones destinadas a la extensión de sus redes de
distribución, de su capacidad de transformación y en subestaciones.
A pesar de tener un menor número de clientes por unidad de área de concesión
(clientes / km2) que Edesur, presento una velocidad de crecimiento mas destacado,
también obtuvo un índice de número de clientes / empleado que fue creciendo
sostenidamente.
Este crecimiento le posibilitó lograr un accionar más eficiente en importantes
rubros del desempeño. En la faz operativa logró mejores valores de costo
operativo que Edesur y simultáneamente superó la performance de esta, en ratios
como costos de explotación sobre energía vendida, por km de red y por usuario.
Paradójicamente en lo económico financiero el desempeño, según lo muestran los
índices de evaluación, fueron más destacados para Edesur, particularmente en la
época postcrisis, en donde Edenor se mostró mas vulnerable, debido
principalmente a su política de financiamiento, en el que el activo era financiado
aproximadamente en partes iguales por el patrimonio y el pasivo. Pasivo contraído
en dólares y que en el 2002, a consecuencia de la devaluación tuvo consecuencias
muy severas en los resultados de la compañía que se prolongaron por más de
cuatro años.
Teniendo en cuenta los efectos postcrisis y considerando que algunos aún
persisten Edesur obtuvo mejores valores promedio de retorno sobre ventas,
retorno sobre activos y sobre el patrimonio neto. (Anexos 20, 21 y 22).
Desde el punto de vista de los accionistas y si consideramos todos los beneficios a
que se hicieron acreedores, por un lado el beneficio neto de cada ejercicio y por
otro los honorarios percibidos por los contratos de operación y asistencia técnica,
Edesur en forma acumulada produjo una mayor remuneración al capital invertido.
Los balances del año 2007 muestran que las dos empresas conservan su política de
financiamiento. Edesur con un 65% y Edenor con un 50% de Patrimonio Neto /
Activos. (Anexo 18, Anexo 19).
De vista al futuro la situación actual se ve mejorada respecto a los años anteriores,
debido a que ambas compañías han logrado resultados positivos en el último año,
principalmente porque han obtenido un ajuste transitorio de tarifas y están
esperando que se realice una Revisión Tarifaria Integral que normalice la ecuación
económica.
43
De acuerdo a lo visto aunque ambas empresas son aparentemente muy similares
en características básicas como el área de operación, la cercanía geográfica, las
demandas energéticas que deben abastecer, la relativa similitud de las redes por
citar algunas características, en realidad son diferentes por los entornos
socioeconómicos donde actúan y fundamentalmente por las políticas económico
financieras que aplican los grupos que las controlan.
Desde su origen Edesur es controlada por el mismo grupo accionista, Distrilec
Inversora SA. Durante el año 1.999, hubo un cambio en la tenencia del paquete
controlante de Edesur, debido a que Endesa Internacional SA de España adquirió
el 62,62% de las acciones de Enersis SA, y al obtener el control de esta, obtuvo el
control de Chilectra, Distrilec y Edesur SA. Suponemos que Edesur presentará en
el futuro continuidad en sus políticas debido a que desde entonces no hubo más
cambios en los propietarios de la concesión.
En el caso de Edenor se abre un interrogante porque recientemente a cambiado el
tenedor del paquete mayoritario, que ahora está en manos de Pampa Holding y es
de esperar que apliquen sus propios criterios de conducción.
De cualquier manera los quince años de trayectoria de las distribuidoras Edenor y
Edesur representan solo el comienzo de una historia que aún tiene que recorrer
otros ochenta o noventa años.
Y si bien los años vividos han sido de alguna manera tormentosos, es de destacar
que ambas empresas han podido superar las coyunturas adversas y han adquirido
un valioso bagaje de experiencia para afrontar los nuevos desafíos.
Un nuevo elemento que puede hacer variar el contexto en que se desempeñarán las
dos empresas y que sin lugar a duda va a afectar el futuro económico de toda la
nación, es la repercusión mundial de la crisis financiera desatada en Estados
Unidos, que rápidamente se expandió por el mundo con una amenaza de una
severa recesión generalizada.
44
Valuación de las empresas.
1. Introducción
La planeación financiera de Edenor y Edesur constituye una declaración formal de
lo que pretende hacer a futuro. El objeto del análisis tiene que estar dirigido a
determinar el potencial de generación de beneficios, y de reparto de dividendos, de
la compañía en toda su vida útil, por lo general indefinida.
Para ello se deben considerar gran cantidad de variables ya sean propiamente de la
compañía, o bien del mercado donde se desenvuelve. Además se deben establecer
ciertos supuestos y realizar pronósticos que nos lleven a establecer el valor actual
de la empresa considerando los futuros ingresos. Se debe establecer claramente el
período de proyección que recoja las iniciativas y planes de inversión en curso,
cuál pueda ser la estructura de negocio que la empresa pueda mantener en el largo
plazo.
Existen varios enfoques metodológicos para llevar a cabo una valuación entre los
cuales podemos destacar: el modelo de descuento de fondos, la valuación relativa
y la valuación contingente, valor patrimonial, rendimientos, etc.
En el presente trabajo desarrollaremos el método del Valor Presente Neto (VPN).
Consideramos que la proyección aislada del flujo de fondos no constituye un
modelo consistente. Optamos por aplicar un modelo de proyección financiera que
integra todos los estados financieros de la empresa, balance, estado de resultados y
el cash flow o estado de flujo de efectivo.
Como primer paso, determinamos el año base tanto para Edesur como para
Edenor. Consideramos para ello, la información contenida en los balances
generales del año 2007 de ambas empresas por ser a la fecha el último balance
cerrado de las compañías.
El método de Flujo de Fondos Descontado parte del concepto EBIT (Earnings
Before Interest and Taxes) lo que significa resultado operativo antes de intereses e
impuestos.
45
En nuestro caso elaboramos el EBIT partiendo de las ventas de la empresa a la
cual le descontamos los OPEX (Costos Operativos) y los CAPEX (Costos de
Capital)
En cuanto a la proyección de las Ventas, este dato se elabora partiendo del estado
de resultados. Para estimar este valor tomamos como criterio el crecimiento de la
demanda. Siendo esta, el producto entre la Energía total vendida y la tarifa media.
2. Evolución de la Demanda
2.1 Análisis EDENOR
El análisis histórico de la demanda de Edenor fue realizado en el periodo de 1998
hasta 2007, en el cual se puede observar un crecimiento sostenido hasta el 2001 año en que se produjo la crisis económica- , en 2002 cae en 5% el crecimiento de
la demanda, sin embargo en el periodo de análisis se obtiene un aumento del orden
del 4,2% anual acumulativo. El Gráfico 28 nos muestra los detalles expuestos.
Demanda de Electricidad – EDENOR
Periodo 1998 – 2007
18 663
18 100
16 175
16 870
17 843
16 644
4.0%
16 100
14 100
12 301
12 982
13 613
13 709
4.5%
4.2%
3.5%
13 034
3.0%
.
10 100
2.5%
GWh
12 100
8 100
2.0%
6 100
1.5%
4 100
1.0%
2 100
0.5%
100
0.0%
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Energía Total Vendida (GW h)
2005
2006
2007
Tasa (aa)
Gráfico 28: Demanda de energía eléctrica de EDENOR entre 1.998 y 2007.
2.2 Análisis EDESUR
Considerando el mismo periodo al caso anterior, Edesur también presenta en el
2002 una caída de la demanda de 5,6%, y desde el 2003 hasta el 2007 tuvo un
crecimiento sostenido alcanzando un aumento del 3,2% anual acumulativo en el
46
periodo de análisis. En el Gráfico 29 podemos observar los valores obtenidos en
los diferentes años del periodo de análisis.
Demanda de Electricidad – EDESUR
Periodo 1998 - 2007
15 547
3.5%
14 837
12 100
3.2%
14 018
14 100
11 680
12 198
12 486
13 297
12 891
12 166
3.0%
12 663
2.5%
10 100
GWh
.
2.0%
8 100
1.5%
6 100
1.0%
4 100
0.5%
2 100
100
0.0%
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Energía Total Vendida (GW h)
2005
2006
2007
Tasa (aa)
Gráfico 29: Demanda de energía eléctrica de EDESUR entre 1.998 y 2007.
2.3 Análisis Prospectivo
Como pudimos observar en los puntos anteriores, el crecimiento de la demanda en
área de influencia de Edenor crece en 1% más que Edesur, y creemos que en el
futuro se mantendrá esta diferencia, asignándoles para los próximos 10 Años el
4,2% para Edenor y 3,2% para Edesur.
Adicionalmente como parte del análisis, se comparo los valores calculados contra
los valores presentados por las empresas ante la UNIREN, y se pudo observar
valores similares.
3. Proyección de Ingresos
Para Proyectar los ingresos primero se cálculo la tarifa media para el Año 2007,
luego proyectamos independientemente la demanda (Edenor Tasa aa 4,2% y
Edesur Tasa aa 3,2%) y se le asigno una pequeña variación a la Tarifa Media en el
periodo de estudio del 0,3%, consideramos que es posible el incremento de la
tarifas por que la Administración estuvo haciendo algunos intentos en realizar
Revisiones Tarifarias para las dos empresas.
47
Los Ingresos los calculamos como la multiplicación de la Demanda por la Tarifa
Media hasta el 2017, obteniendo un incremento anual de 4,5% en el caso de
Edenor y 3,5% para Edesur..
4. Proyección de Costos
4.1 OPEX
Para el año base los OPEX (costos de explotación) han sido tomados del Anexo H
del balance general del año 2007.
Consideramos dentro de estos gastos, la compra de energía de las empresas.
Aclaramos esto, ya que en el balance de Edesur el dato se encuentra contemplado
en el mencionado Anexo H, mientras que en el balance de Edenor el dato fue
localizado en notas anexas.
Para proyectar este concepto consideramos los OPEX al año cero y lo
incrementamos anualmente en un 3,42 % para Edenor y un 2,20 % para Edesur.
Consideramos que los Costos Operativos crecen a menor ritmo que la Demanda
por la presencia de Economías de Escala en las zonas de concesión, también
creemos que el área de Concesión de Edenor es una zona un tanto complicada
razón por la cual el crecimiento de los OPEX serán similares al de la demanda.
4.2 CAPEX
Los CAPEX o costos de capital, están íntimamente relacionados con las
inversiones de la empresa. Como criterio adoptamos que las inversiones netas
tiendan a igualar a las amortizaciones. Determinamos esto dado que el concepto de
amortización no corresponde a un egreso real de caja, sino una mera registración
contable del desgaste de los bienes.
Consideramos que estos fondos son utilizados en su totalidad para inversiones de
la empresa.
En una perspectiva de largo plazo, y presencia de escaso crecimiento de la
actividad, los CAPEX tienden a igualarse al monto total de las amortizaciones. .
48
La discrepancia entre CAPEX y dotación a la amortización tiene consecuencias
estrictamente impositivas.
Proyectamos las Inversiones netas a un 2,1 % para Edenor y 1,6% para Edesur.
Estos valores se obtienen estimando que las inversiones cubrirán el 50 % del
incremento de la demanda anual. Es decir, utilizando nuevamente el principio de
Economías a escala podemos decir que las inversiones del año cubrirán el 50% de
los costos de satisfacer la demanda de los nuevos clientes. Como comentamos
anteriormente, adoptamos el criterio de que las inversiones netas tiendan a igualar
a las amortizaciones.
Consideramos que estos fondos son utilizados en su
totalidad para inversiones de la empresa.
Si bien en nuestro caso la base sobre la cual se calcularon los CAPEX y las
inversiones es la misma. Consideramos una pequeña variación del 1% en el
modelo, es decir, se invierte en la empresa la totalidad del importe obtenido como
inversión neta o amortización. O lo que es lo mismo, el monto de las inversiones
estimadas superan levemente a las amortizaciones.
4.3 Impuestos
Para calcular los impuestos de la firma partimos del Resultado Operativo antes de
intereses e impuestos o EBIT (el cual se obtiene restando los OPEX y los CAPEX
a los Ingresos totales) Considerando al EBIT proyectado como base tributaria para
el Impuesto a las Ganancias, aplicando una alícuota del 35 % obtenemos el
Impuesto a las Ganancias que debe pagar la empresa.
Llegado a este punto estamos en condiciones de calcular el EBT o Resultado
Operativo antes de intereses. Este concepto surge simplemente de descontar los
impuestos al EBIT.
49
4.4 Capital de trabajo
Para proyectar las variaciones del Capital de Trabajo, tomamos como premisa que
el Capital de Trabajo será el 10% de las ventas y se mantendrá el porcentaje en
todo el período de análisis.
El crecimiento del Capital de Trabajo será igual al de las ventas, de 4,5% para
Edenor y 3,5% para Edesur.
Consideramos el valor al cierre de ejercicio como el
valor inicial del año
siguiente.
5. Variables y Resultados
5.1 Variables Utilizadas:
Tasa Impositiva:
35%
Beta no Apalancada:
1,20
Bonos:
6%
Premio por Riesgo
7,5%
Incremento del WC
10% de las Ventas
Crecimiento Perpetuo: 2%
Costo Equity:
15%
5.2 Resultados de la proyección:
En función de los supuestos detallados en los puntos anteriores, y utilizando el
método del Valor Presente Neto (VPN) se pudo determinar el valor de la
empresa, obteniendo los siguientes resultados:
Edenor posee los siguientes valores (en miles de U$S). Tabla 28 y Tabla 30.
EDENOR
Miles de U$S
Valor Presente Total
1.020.551
Valor Terminal o Residual
422.772
Valor Presente Terminal
104.503
Tabla 28 – Valuación de EDENOR
50
Edesur posee los siguientes valores (en miles de U$S). Tabla 29 y Tabla 31.
EDESUR
Miles de U$S
Valor Presente Total
854.608
Valor Terminal o Residual
176.198
Valor Presente Terminal
43.554
Tabla 29 – Valuación de EDESUR
51
EDENOR
Tasa impositiva
Beta no apalancado
Bonos
Capital = Depreciación
Premio por Riesgo
Incrementos WC
Crecimiento perpetuo
Costo Equity
Ventas
OPEX
CAPEX
EBIT
- Impuesto
EBT
Depreciaciones y Amortizaciones
-Incrementos WC
Free Cash Flow
Factor de Descuento
Valor Presente
Valor Terminal
Valor Presente Terminal
35,0% Valor Total
1,20
6,0%
7,5%
10,0% de Ventas
2,0%
15,0%
0
Año 0
609 824
404 962
51 473
153 389
0
153 389
51 473
0
204 862
Miles US $
1 020 551
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Año 1
637 459
418 808
52 559
166 093
58 133
107 960
52 044
2 764
157 241
Año 2
666 347
433 127
53 667
179 553
62 843
116 709
52 621
2 889
166 442
Año 3
696 544
447 935
54 800
193 809
67 833
125 976
53 205
3 020
176 161
Año 4
728 109
463 251
55 956
208 903
73 116
135 787
53 796
3 157
186 426
Año 5
761 105
479 089
57 136
224 879
78 708
146 172
54 392
3 300
197 264
Año 6
795 595
495 469
58 341
241 785
84 625
157 160
54 996
3 449
208 707
Año 7
831 649
512 410
59 572
259 668
90 884
168 784
55 606
3 605
220 785
Año 8
869 337
529 929
60 829
278 579
97 503
181 076
56 223
3 769
233 531
Año 9
908 733
548 048
62 112
298 573
104 501
194 073
56 847
3 940
246 980
Año 10
949 914
566 785
63 422
319 706
319 706
0
57 478
4 118
53 360
0,9
136 731
422 772
104 503
0,8
125 854
0,7
115 829
0,6
106 590
0,5
98 075
0,4
90 230
0,4
83 001
0,3
76 342
0,3
70 207
0,2
13 190
Tabla 30 – Valuación de EDENOR.
52
Residual
422 772
EDESUR
Tasa impositiva
Beta no apalancado
Bonos
Capital = Depreciación
Premio por Riesgo
Incrementos WC
Crecimiento perpetuo
Costo Equity
Ventas
OPEX
CAPEX
EBIT
- Impuesto
EBT
Depreciaciones y Amortizaciones
-Incrementos WC
Free Cash Flow
Factor de Descuento
Valor Presente
Valor Terminal
Valor Presente Terminal
35,0% Valor Total
1,20
6,0%
7,5%
10,0% de Ventas
2,0%
15,0%
0
Año 0
634 182
440 175
23 804
170 203
0
170 203
23 804
0
194 006
Miles US $
854 608
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Año 1
656 622
449 986
24 188
182 448
63 857
118 591
23 950
2 244
140 297
Año 2
679 855
460 014
24 578
195 263
68 342
126 921
24 097
2 323
148 694
Año 3
703 911
470 267
24 975
208 669
73 034
135 635
24 245
2 406
157 475
Año 4
728 818
480 747
25 378
222 692
77 942
144 750
24 394
2 491
166 653
Año 5
754 607
491 462
25 788
237 357
83 075
154 282
24 544
2 579
176 247
Año 6
781 307
502 415
26 204
252 688
88 441
164 247
24 695
2 670
186 272
Año 7
808 953
513 612
26 627
268 713
94 050
174 664
24 846
2 765
196 745
Año 8
837 577
525 059
27 057
285 460
99 911
185 549
24 999
2 862
207 686
Año 9
867 213
536 761
27 494
302 958
106 035
196 923
25 153
2 964
219 112
Año 10
897 899
548 724
27 938
321 237
321 237
0
25 307
3 069
22 239
0,9
121 998
176 198
43 554
0,8
112 434
0,7
103 542
0,6
95 285
0,5
87 626
0,4
80 530
0,4
73 964
0,3
67 893
0,3
62 285
0,2
5 497
Tabla 31 – Valuación de EDESUR.
53
Residual
176 198
6. Análisis Variando el Costo Equity
Dado que el valor porcentual del Costo Equity podría sufrir variaciones a lo largo
del periodo de análisis, en este punto se hace el análisis del resultado final (Valor
Total en Miles de US $ de Edenor y Edesur) al variar el valor del Costo Equity
desde 7% hasta 14%.
En los siguientes cuadros podemos observar que a mayor tasa del Costo del
Equity el valor de la empresa decrece, en el caso de Edenor decrece en 11,7% y en
Edesur 8,5% al variar el costo Equity de 7% a 8%, el detalle de los resultados se
muestra en el “Anexo Resultados del Análisis Variando el Costo Equity”. Tabla
32 y Tabla 33.
EDENOR
Nº
Costo Equity
Valor Total
Dif.
%
Miles US $
%
1
7,0%
1851729
11,7%
2
8,0%
1658488
9,8%
3
9,0%
1510989
8,5%
4
10,0%
1392908
7,6%
5
11,0%
1295098
6,9%
6
12,0%
1212008
6,3%
7
13,0%
1140055
5,9%
8
14,0%
1076808
Tabla 32 – Sensibilidad de la Valuación de Edenor con Tasa de Equity.
EDESUR
Nº
Costo Equity
Valor Total
Dif.
%
Miles US $
%
1
7,0%
1373230
8,5%
2
8,0%
1265970
7,3%
3
9,0%
1179503
6,6%
4
10,0%
1106888
6,0%
5
11,0%
1044191
5,6%
6
12,0%
988984
5,2%
7
13,0%
939671
5,0%
8
14,0%
895146
Tabla 33 – Sensibilidad de la Valuación de Edesur con Tasa de Equity.
54
6.
Comentarios Finales
Como parte del desarrollo del presente trabajo se puede mencionar los siguientes
comentarios:

Es de vital importancia el nivel de detalle de la información y la fuente, en
el caso de Edenor y Edesur lamentablemente no se pudo contar con información
en mayor detalle, sin embargo consideramos que el trabajo desarrollado es
consistente.

Se pudo observar que el nivel de crecimiento de la Demanda de Edenor es
más elevado en comparación con Edesur, y se produce principalmente por que el
poder adquisitivo en la Zona de Concesión de Edenor es mayor, si bien es cierto
en el 2007 la Energía Total Vendida de Edesur es mayor pero, a partir del 2012
esto se invierte.

De acuerdo a los supuestos planteados, se produce que los ingresos de
Edenor llegan a ser mayores en 5,8% para el 2017 en comparación con los
ingresos de Edesur, lo que produce que el valor Total de la Empresa Edenor sea
mayor en 19,4% con respecto al valor Total de Edesur.
55
Estado del proceso de renegociación de los contratos.
I) Situación de Base:
La grave situación financiero económica por la que la Republica Argentina
atravesó desde mediados del año 2001, el 6 de enero de 2002 desembocó en la
sanción de la Ley Nacional No 25.561 de Emergencia Pública y de Reforma del
Régimen Cambiario, la que declaró la emergencia pública nacional en materia
social, económica, administrativa, financiera y cambiaria.
Uno de los objetivos principales de dicho sistema normativo fue la de "Reglar la
reestructuración de las obligaciones en curso de ejecución afectadas por el nuevo
régimen cambiario", lo que sumado a lo prescripto en el art. 9, autorizó al Poder
Ejecutivo Nacional el renegociar los contratos de prestación de servicios públicos,
debiendo tomarse en consideración los siguientes criterios: i) el impacto de las
tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de los ingresos, ii)
la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen
previstos contractualmente, ii) el interés de los usuarios y la accesibilidad de los
servicios, iii) la seguridad de los sistemas comprendidos, y iv) la rentabilidad de
las empresas.
Dicho plexo normativo fue a su vez complementado, por sucesiva normativa
reglamentaria, que en el año 2003, mediante el Decreto del Poder Ejecutivo
Nacional, se cristalizó en la creación de la Unidad de Renegociación y Análisis
de contratos de Servicios Públicos, la que sería continuadora del proceso de
renegociación llevado a cabo por la Comisión de Renegociación de Contratos de
Obras y Servicios Públicos.
Aquella fue creada dentro del ámbito del Ministerio de Economía y Producción y
de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, siendo su objetivo
primario el de llevar a cabo el proceso de renegociación de los contratos de obras
y servicios públicos dispuesta por la Ley Nº 25.561 (a los fines del presente, de
los contrato de servicio de distribución de energía eléctrica – art. 4), efectuando
los correspondientes análisis de situación y grado de cumplimiento alcanzado por
56
los respectivos contratos de concesión y licencia, además de suscribir los acuerdos
integrales o parciales de renegociación contractual con las empresas
concesionarias y licenciatarias de servicios públicos.
II) Objetivo y Propuesta de trabajo de la UNIREN:
Dicha Unidad propone la realización de una charlas y negociaciones a partir de las
cuales se logren alcanzar acuerdos parciales, y de forma paralela, pero conjunta
lograr la renegociación integral de los contratos.
La misma parece reconocer la necesidad de que esta “readecuación o
renegociación de los contratos” se de en un marco de flexibilidad y como parte de
un proceso dinámico de construcción del consenso.
Expone como sus “ideas fuerza” y/u objetivos de la renegociación, a saber: i)
Preservar el equilibrio económico a los costos de eficiencia a lo largo del tiempo,
ii) Sacrificio compartido entre los actores del sistema, en un marco de equidad; iii)
Considerar la vinculación del precio del servicio con la de otros bienes cuyo
precio se forma en el mercado libre; iv) reservar la seguridad del sistema; v) la
renegociación de los contratos se realizará por cada empresa separadamente; vi) la
reversión no será uno de los objetivos de la renegociación; y vii) apuntar, en todo
momento a la legitimidad y transparencia de la renegociación.
El procedimiento es concebido en distintas instancias, a saber: a) Consultas
previas a nivel Ministerial, b) Discusión informal de la propuesta con las
empresas, c) Formalización de la propuesta Resolución Ministerial, d) Consultas
Públicas (Audiencias Públicas y/o Documentos de Consulta), e) Periodo de
adhesión, f) Dictamen del Procurador del Tesoro - Firma de Ministros adreferendum del PEN. Intervención del Congreso – Aprobación, en su caso, del
PEN.
III) Proceso de renegociación de Edesur
El derecho de concesión sobre el servicio de distribución y comercialización que
fuera otorgada a la firma Empresa Distribuidora Sur Sociedad Anónima (Edesur),
57
mediante los Decretos del Poder Ejecutivo Nacional No 714/92 y 1323/92, resulto
afectado por la Ley de Emergencia Publica.
Luego del dictado del Decreto del Poder Ejecutivo Nacional No 311/03, comenzó
el proceso de renegociación del Contrato de Concesión, bajo la orbita de la
Unidad de Renegociación y Análisis del Contratos de Servicios Públicos
(UNIREN), lo que el 26 de noviembre de 2004 resultó en una propuesta de Carta
Entendimiento, realizada por esta última, en la que se plasmaron los puntos de
consenso alcanzados durante la renegociación.
El proceso de renegociación, fue construido en base a varias etapas de
investigación, recolección y análisis de información tanto técnica, como
económica, financiera y social. Uno de los componente fundamentales de este
procedimiento, fue la realización de un Informe de Cumplimiento de Contratos,
del que se concluyó la necesidad de introducir mejoras en el sistema de monitoreo
y control de la prestación del servicio público de electricidad, a los fines de
obtener una información correcta y apropiada, además de la consecución de una
tarifa que se corresponda con los costos de eficiencia de la prestación del servicio.
Al ser sometida la propuesta, a la Audiencia Publica correspondiente, nuevos
puntos de análisis fueron alcanzados a las partes, algunos de los cuales fueron
tomados e incorporados en una Carta de Entendimiento, en base a la cual se
desarrollo un Acta Acuerdo y una Addenda complementaria. Ambos documentos
fueron suscriptos por el concesionario y por la UNIREN, "ad referéndum" del
Poder Ejecutivo Nacional, que finalmente ratifico por el Decreto No 1959/2006.
El Acta Acuerdo de fecha 15 de febrero de 2006 cristalizó la adecuación del
contrato de concesión a los principios y condiciones prescriptos en el Ley
Nacional No 25.561, teniendo como objetivo no solo el de preservan la
accesibilidad, continuidad y calidad del servicio, sino también el proveer los
recursos necesarios para aminorar el impacto que el incremento de los costos de
prestación del servicio tiene sobre la remuneración del concesionario.
Los principales términos de la Carta Acuerdo son, a saber:
58
a) El mismo regirán al periodo comprendido entre el 6 de enero de 2002 y la
finalización del Contrato de Concesión.
b) Se acordó un Régimen Tarifario de Transición, que tomará vigencia luego de la
ratificación del Acta Acuerdo, compuesto por un Cuadro Tarifario vigente
incluyendo variaciones de los precios mayoristas de la electricidad reconocidos y
trasladados a las tarifas, incorporando: i) un aumento del 23% sobre los costos
propios de distribución ( excluidos los T1 R1 y T1 R2), los costos de conexión y
sobre el servicio de rehabilitación, el que no podrá resultar en un incremento
superior al 15% de la tarifa media del concesionario; ii) El ENRE se compromete
a desarrollar y calcular cada 6 meses el “Mecanismo de Monitoreo de Costos”,
calculado sobre la base de una estructura de costos de explotación, inversiones e
índices oficiales de precios representativos de tales costos. De verificarse una
variación igual o mayor al 5% en el mismo, la Autoridad de Aplicación iniciará
un procedimiento de revisión. Sin perjuicio de ello, el concesionario puede
solicitar su aplicación si demuestra una variación mayor al 10%. Este ajuste se
aplicará únicamente hasta la entrada en vigencia efectiva de la Revisión Tarifaria
Integral; iii) se constituye un fondo especial para la ejecución de un plan de obras,
la que será financiada mediante un aumento adicional promedio del 5% sobre los
costos propios de distribución.
c) Hasta la entrada en vigencia de la Revisión Tarifaria Integral, el concesionario
prestará el servicio en las siguiente condiciones de calidad: i) la Calidad Media de
Referencia será la calidad de prestación registrada en el período 2000 – 2003; ii)
se tomará como referencia para la determinación de las penalidades por calidad,
las retribuciones fijas vigentes; iii) Los montos de las sanciones podrán ser
destinados a la ejecución de inversiones adicionales a las previstas en el Programa
de Inversiones, siempre y cuando se haya logrado mantener una calidad de
servicio semestral, superior a los índices de la Calidad Media de Referencia.
d) Se acordó un “Proyecto Económico – Financiero” a ser desarrollado durante el
año 2006.
59
e) Edesur se comprometió a ejecutar un “Plan de Inversiones” durante el año
2006.
f) De observar el concesionario los compromisos descriptos en los puntos c), d) y
f), se convino el diferimento del pago y la posibilidad de pago en cuotas, de : i) las
multas cuya notificación sea anterior al 6 de enero de 2002 y que se encontraren
pendientes de pago; ii) las multas cuyo destino sean bonificaciones a usuarios,
cuya notificación o causa u origen haya tenido lugar en el período comprendido
entre el 6 de enero de 2002 y la entrada en vigencia del Acuerdo.
g) Durante el periodo comprendido entre 6 de enero de 2002 y el 1 de agosto de
2006 (Periodo de Transición Contractual) los accionistas titulares de las acciones
clase “A” no podrán modificar su participación ni vender sus acciones, salvo que
previamente sea aprobado por el Poder Ejecutivo Nacional, además de haberse
verificados desistimientos, íntegros y expresos, de todos los derechos que pudiera
eventualmente invocar, como también a todas las acciones entabladas o en curso,
en el país y/o en el exterior, fundados o vinculados en los hechos o medidas
dispuestas á partir de la situación de emergencia establecida por la Ley Nº 25.551
con respecto al Contrato de Concesión.
h) El Poder Ejecutivo se compromete a disponer un trato similar y equitativo, en
igualdad de condiciones, al que se otorgue a otras empresas del servicio público
de transporte y de distribución de electricidad.
i) De producirse modificaciones de carácter normativo o regulatorio que afectaren
la prestación de servicio o que tuvieran impacto sobre sus costos, el ENRE a
requerimiento, iniciará un proceso orientado a evaluar la afectación producida y
su incidencia.
j) Las partes acuerdan realizar una Revisión Tarifaria Integral, la que tendrá lugar
en el período comprendido entre la suscripción de la Carta de Entendimiento y el
30 de junio de 2006. El nuevo régimen tarifario resultante entrará en vigencia el 1º
de agosto de 2006, estableciendo que de resultar el aumento de la remuneración
del concesionario es superior 5%, el mismo se hará efectivo en 3 etapas, debiendo
60
contemplarse además ciertos requisitos a los fines de mensurar el costo propio de
distribución.
k) Se delinearon a su vez, ciertas pautas que deberán ser observadas en una
Revisión Tarifaria Integral, a saber: i) incorporación de sistema no automáticos de
redeterminación de la remuneración del concesionario, debiéndose observar los
precios de la economía relativos a los costos eficientes del servicio; ii) diseño de
métodos adecuados para incentivar y medir en el tiempo, las mejoras en la
eficiencia de la prestación del servicio, coadyuvado por un sistema de control de
calidad de servicio; iii) se realizará un análisis del impacto de las actividades no
reguladas; iv) elaborar un análisis basado en los costos razonables y eficientes de
la prestación del servicio como elemento de juicio para determinar la
remuneración; v) la Base de Capital se determinará tomando en cuenta los activos
necesarios para una operación eficiente y prudente del servicio y en la valuación
de los activos se considerará: y) el valor inicial de los bienes al comenzar la
concesión, como también aquel correspondiente a las incorporaciones posteriores,
y z) el valor actual de tales bienes, las que en todos los casos de realizarán en
moneda nacional.
l) Aprobado que resulte el Régimen de Tarifa Social, este será aplicado por el
concesionario. El mismo poseerá las siguientes pautas: i) incluirá a los hogares
indigentes; ii) los potenciales beneficiarios serán determinados previamente por la
Autoridad del área social del P.E.N., iii)los beneficiarios deberán encontrarse
inscriptos en un padrón elaborado y habilitado al efecto; iv) deberán tener un
consumo de electricidad que no supere valores preestablecidos, entre los más
importantes.
m) Existe el compromiso por parte del concesionario de prestar su mayor
colaboración para que el ENRE, inicie la implementación de un sistema de
información y base de datos relacionadas referidos a la evolución física,
geográfica y económica del Sistema Eléctrico. En base a dicha información, y a
cualquier otra que la Autoridad de Aplicación considere conveniente, elaborará
anualmente un Informe de Cumplimiento del Contrato, que deberá contener el
61
análisis y la evaluación de los planes de inversión y recomendaciones para
mejorar la prestación del servicio.
n) El concesionario se compromete a realizar las investigaciones o desarrollos
empresariales en materias referidas a la transferencia, la adaptación y el desarrollo
de tecnologías a través de la intervención o participación de centros de
investigación del país, y de ser ello posible, dentro de la órbita de instituciones de
carácter público. Además de realizará todas las acciones necesarias y aportará
toda la información que el ENRE le solicite para garantizar la transparencia y
competitividad de su sistema de compras y contrataciones.
ñ) se procederá a realizar una “Auditoria de Bienes Esenciales”, bajo el control
del ENRE.
o) el Primer Periodo de Concesión se tendrá por cumplido en la fecha y
condiciones previstas en el Contrato de concesión, sin perjuicio de ello, y a
requerimiento de Edesur y por razones justificadas a criterio del ENRE, este se
podrá ser extendido hasta la finalización del Período Tarifario de CINCO (5) años
que se inicia con la vigencia de la Revisión Tarifaria Integral.
p) A los fines de realizarse la ratificación y la posterior entrada en vigencia del
Acta Acuerdo, el concesionario y/o sus accionistas (mínimo 99%), deberán
suspender, en el primero supuesto y desistir en el segundo de todos los reclamos,
recursos y demandas entabladas o en curso, tanto en sede administrativa, arbitral o
judicial de nuestro país o del exterior, que se encuentren fundadas o vinculadas en
los hechos o medidas dispuestas a partir de la situación de emergencia establecida
por la Ley Nº 25.561 respecto al Contrato de Concesión.
Resulta pertinente destacar que la Secretaria de Energía de Nación mediante la
Resolución No 433/2007, que luego fuera modificada por la Resolución No
846/2008, estableció un nuevo periodo de Transición Contractual, fijando como
fecha de entrada en vigencia del cuadro tarifario resultante del proceso de la
REVISION TARIFARIA INTEGRAL (RTI), el mes de febrero de 2009, lo que
fue traslado en sus efectos sobre los plazos de implementación del aumento en las
62
remuneraciones del concesionario, la necesidad de un nuevo plan de inversión, y
sobre la suspensiones de acciones.
Además el ENRE, mediante la Resolución Nº 466/07 resolvió que el Primer
Periodo de Gestión se tendrá por cumplido con la finalización del Período
Tarifario de 5años que se inicie con la vigencia de la Revisión Tarifaria Integral.
III) Proceso de renegociación de Edenor
El derecho de concesión sobre el servicio de distribución y comercialización que
fuera otorgada a la firma Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte
Sociedad Anónima (Edenor), mediante los Decretos del Poder Ejecutivo Nacional
No 714/92, resulto afectado por la Ley de Emergencia Publica.
Luego de la dictado del Decreto del Poder Ejecutivo Nacional No 311/03,
comenzó el proceso de renegociación del Contrato de Concesión, bajo la orbita de
la Unidad de Renegociación y Análisis del Contratos de Servicios Públicos
(UNIREN), lo que el 25 de noviembre de 2004 resultó en una propuesta de Carta
Entendimiento, realizada por esta última, en la que se plasmaron los puntos de
consenso alcanzados durante la renegociación.
Uno de los componentes fundamentales del procedimiento, fue la realización de
un Informe de Cumplimiento de Contratos, del que se concluyó la necesidad de
introducir mejoras en el sistema de monitores y control de la prestación del
servicio público de electricidad.
Al ser sometida la propuesta con fecha 20 de abril de 2005 a consideración de la
Audiencia Publica correspondiente, nuevos puntos de análisis fueron alcanzados a
las partes, algunos de los cuales fueron tomados e incorporados al Acta Acuerdo
que fue suscripta por el concesionario y por la UNIREN, "ad referéndum" del
Poder Ejecutivo Nacional, que finalmente ratifico por el Decreto No 1957/2006.
El Acta Acuerdo de fecha 13 de febrero de 2006 cristalizó la adecuación del
contrato de concesión a los principios y condiciones prescriptos en el Ley
Nacional No 25.561, teniendo como objetivo no solo el de preservan la
63
accesibilidad, continuidad y calidad del servicio, sino también el proveer los
recursos necesarios para aminorar el impacto que el incremento de los costos de
prestación del servicio tiene sobre la remuneración del concesionario.
Los principales términos de la Carta Acuerdo son, a saber:
a) El mismo regirán al periodo comprendido entre el 6 de enero de 2002 y la
finalización del Contrato de Concesión.
b) Se acordó un Régimen Tarifario de Transición, que tomará vigencia luego de la
ratificación del Acta Acuerdo, compuesto por un Cuadro Tarifario vigente
incluyendo variaciones de los precios mayoristas de la electricidad reconocidos y
trasladados a las tarifas, incorporando: i) un aumento del 23% sobre los costos
propios de distribución ( excluidos los T1 R1 y T1 R2), los costos de conexión y
sobre el servicio de rehabilitación, el que no podrá resultar en un incremento
superior al 15% de la tarifa media del concesionario; ii) El ENRE se compromete
a desarrollar y calcular cada 6 meses el “Mecanismo de Monitores de Costos”,
calculado sobre la base de una estructura de costos de explotación, inversiones e
índices oficiales de precios representativos de tales costos. De verificarse una
variación igual o mayor al 5% en el mismo, la Autoridad de Aplicación iniciará
un procedimiento de revisión. Sin perjuicio de ello, el concesionario puede
solicitar su aplicación si demuestra una variación mayor al 10%. Este ajuste se
aplicará únicamente hasta la entrada en vigencia efectiva de la Revisión Tarifaria
Integral; iii) se constituye un fondo especial para la ejecución de Obras en Zonas
Rurales e Islas, el que comprende completar los estudios e iniciar la ejecución de
la vinculación en alta tensión entre las Centrales Costanera y Puerto.
c) Hasta la entrada en vigencia de la Revisión Tarifaria Integral, el concesionario
prestará el servicio en las siguiente condiciones de calidad: i) la Calidad Media de
Referencia será la calidad de prestación registrada en el período 2000 – 2003; ii)
se tomará como referencia para la determinación de las penalidades por calidad,
las retribuciones fijas vigentes; iii) Los montos de las sanciones podrán ser
destinados a la ejecución de inversiones adicionales a las previstas en el Programa
64
de Inversiones, siempre y cuando se haya logrado mantener una calidad de
servicio semestral, superior a los índices de la Calidad Media de Referencia.
d) Se acordó un “Proyecto Económico – Financiero” a ser desarrollado durante le
año 2006.
e) Edesur se comprometió a ejecutar un “Plan de Inversiones” durante el año
2006.
f) De observar el concesionario los compromisos descriptos en los puntos c), d) y
f), se convino el diferimento del pago y la posibilidad de pago en cuotas, de : i) las
multas cuya notificación sea anterior al 6 de enero de 2002 y que se encontraren
pendientes de pago; ii) las multas cuyo destino sean bonificaciones a usuarios,
cuya notificación o causa u origen haya tenido lugar en el período comprendido
entre el 6 de enero de 2002 y la entrada en vigencia del Acuerdo.
g) Durante el periodos comprendido entre 21 de septiembre de 2005 hasta la
finalización de Periodo de Transición los accionistas titulares del Paquete
Mayoritario no podrán modificar su participación ni vender sus acciones.
h) El Poder Ejecutivo se compromete a disponer un trato similar y equitativo, en
igualdad de condiciones, al que se otorgue a otras empresas del servicio público
de transporte y de distribución de electricidad.
i) De producirse modificaciones de carácter normativo o regulatorio que afectare
la prestación de servicio o que tuvieran impacto sobre sus costos, el ENRE a
requerimiento, iniciará un proceso orientado a evaluar la afectación producida y
su incidencia.
j) Las partes acuerdan realizar una Revisión Tarifaria Integral, la que tendrá lugar
en el período comprendido entre el 21 de septiembre de 2005 y el 31 de mayo de
2006. El nuevo régimen tarifario resultante entrará en vigencia el 1º de agosto de
2006, estableciendo que de resultar el aumento de la remuneración del
concesionario es superior 5%, el mismo se hará efectivo en 2 etapas, debiendo
65
contemplarse además ciertos requisitos a los fines de mensurar el costo propio de
distribución.
k) Se delinearon a su vez, ciertas pautas que deberán ser observadas en una
Revisión Tarifaria Integral, a saber: i) incorporación de sistema no automáticos de
redeterminación de la remuneración del concesionario, debiéndose observar los
precios de la economía relativos a los costos eficientes del servicio; ii) diseño de
métodos adecuados para incentivar y medir en el tiempo, las mejoras en la
eficiencia de la prestación del servicio, coadyuvado por un sistema de control de
calidad de servicio; iii) se realizará un análisis del impacto de las actividades no
reguladas; iv) elaborar un análisis basado en los costos razonables y eficientes de
la prestación del servicio como elemento de juicio para determinar la
remuneración; v) la Base de Capital se determinará tomando en cuenta los activos
necesarios para una operación eficiente y prudente del servicio y en la valuación
de los activos se considerará: y) el valor inicial de los bienes al comenzar la
concesión, como también aquel correspondiente a las incorporaciones posteriores,
y z) el valor actual de tales bienes, las que en todos los casos de realizarán en
moneda nacional.
l) Aprobado que resulte el Régimen de Tarifa Social, este será aplicado por el
concesionario. El mismo poseerá las siguientes pautas: i) incluirá a los hogares
indigentes; ii) los potenciales beneficiarios serán determinados previamente por la
Autoridad del área social del P.E.N., iii)los beneficiarios deberán encontrarse
inscriptos en un padrón elaborado y habilitado al efecto; iv) deberán tener un
consumo de electricidad que no supere valores preestablecidos, entre los más
importantes.
m) Existe el compromiso por parte del concesionario de prestará su mayor
colaboración para que el ENRE, inicie la implementación de un sistema de
información y base de datos relacionadas referidos a la evolución física,
geográfica y económica del Sistema Eléctrico. En base a dicha información, y a
cualquier otra que la Autoridad de Aplicación considere conveniente, elaborará
anualmente un Informe de Cumplimiento del Contrato, que deberá contener el
66
análisis y la evaluación de los planes de inversión y recomendaciones para
mejorar la prestación del servicio.
n) El concesionario se compromete a realizar las investigaciones o desarrollos
empresariales en materias referidas a la transferencia, la adaptación y el desarrollo
de tecnologías a través de la intervención o participación de centros de
investigación del país, y de ser ello posible, dentro de la órbita de instituciones de
carácter público. Además de realizará todas las acciones necesarias y aportará
toda la información que el ENRE le solicite para garantizar la transparencia y
competitividad de su sistema de compras y contrataciones.
ñ) se procederá a realizar una “Auditoria de Bienes Esenciales”, bajo el control
del ENRE.
o) el Primer Periodo de Concesión se tendrá por cumplido en la fecha y
condiciones previstas en el Contrato de concesión, sin perjuicio de ello, y a
requerimiento de EDESUR y por razones justificadas a criterio del ENRE, este se
podrá ser extendido hasta la finalización del Período Tarifario de CINCO (5) años
que se inicia con la vigencia de la Revisión Tarifaria Integral.
p) A los fines de realizarse la ratificación y la posterior entrada en vigencia del
Acta Acuerdo, el concesionario, sus accionistas y ex accionistas (mínimo 2/3 del
capital social), deberán suspender, en el primero supuesto y desistir en el segundo
de todos los reclamos, recursos y demandas entabladas o en curso, tanto en sede
administrativa, arbitral o judicial de nuestro país o del exterior, que se encuentren
fundadas o vinculadas en los hechos o medidas dispuestas a partir de la situación
de emergencia establecida por la Ley Nº 25.561 respecto al Contrato de
Concesión.
Resulta pertinente destacar que la Secretaria de Energía de Nación mediante la
Resolución No 434/2007, que luego fuera modificada por la Resolución No
865/2008, estableció un nuevo periodo de Transición Contractual, fijando como
fecha de entrada en vigencia del cuadro tarifario resultante del proceso de la
Revisión Tarifaria Integral, el mes de febrero de 2009, lo que fue traslado en sus
67
efectos sobre los plazos de implementación del aumento en las remuneraciones
del concesionario, la necesidad de un nuevo plan de inversión, y sobre la
suspensiones de acciones.
Además el ENRE, mediante la Resolución Nº 467/07 resolvió que el Primer
Periodo de Gestión se tendrá por cumplido con la finalización del Período
Tarifario de 5años que se inicie la vigencia de la Revisión Tarifaria Integral.
Conclusiones
Si bien es cierto que entendemos conducente, además de necesario, la
introducción de modificaciones a los Contrato de Concesión de los derechos de
distribución y comercialización de energía eléctrica, no es menos cierto que las
modificaciones introducidas en ocasión de la renegociación llevada adelante por
la UNIREN y el concesionario, en su inmensa mayoría, responden a una
necesidad de reacondicionamiento de los términos contractuales a la nueva
situación macroeconómica, y no a un reajuste de las formas y condiciones propias
de la prestación de los servicio concesionados.
Resulta innegable, que la situación que produjo esta renegociación, no fueron
desajustes intrínsecos de lo convenido, si no insostenibilidad del marco legal en la
que se desarrollaba la prestación del servicio.
Sin perjuicio de ello, podemos rescatar algunos puntos que según entendemos,
estuvieron enderezados a contrarrestar los efectos negativos producidos, tanto
sobre la prestación del servicio como el desempeño económico financiero del
concesionario, luego de la crisis económica del año 2001, a saber:
a) el
concesionario asumió la obligación de concretar un plan de inversión y avanzar en
las tareas de mantenimiento de la red en general, a los fines de apaliar el retraso
evidenciado durante los primeros años posteriores a la crisis; b) el establecimiento
de un régimen de movilidad de los ingresos de la concesionaria, aunque no sea
automática, a los fines de viabilizar la recomposición de niveles razonables de
operación de la red; y c) la convención de pautas razonables a los fines de
posibilitar la renegociación integral, otorgando de esta forma un marco razonable
68
a una potencial reestructuración de los términos de la concesión (tratando de
evitar que se llegue nuevamente a un sistema convencional tan alejado de la
realidad económica circundante).
Asimismo, percibimos como los puntos de reforma que de manera más genuina
pueden referenciarse al desarrollo propio del servicio concesionado, los que en el
momento de su otorgamiento fueron suficientemente mensurados, y que a raíz de
esta negociación fueron tomados son: a) el compromiso de una mayor entrega de
información por parte del concesionario a la Autoridad de Aplicación, y b) la
institucionalización de una “tarifa social” a los fines de salvar el impedimento de
subsidios cruzados incorporado a la normativa vigente.
Conclusiones y recomendaciones desde el punto de vista de la
regulación de los servicios públicos.

Ambas Distribuidoras han ido modificando en forma paulatina sus estatutos
sociales y en muchos casos con el claro objetivo de desarrollar actividades afines
a la distribución de energía eléctrica, pero que no eran exactamente la distribución
y comercialización del fluido eléctrico. Estas actividades, conocidas como no
reguladas, en la mayoría de los casos son sustentadas a través de la estructura que
conforma la actividad regulada de las empresas. Esto ha sido en parte motivado
por un factor de innovación tecnológico que le permite a la compañía brindar
servicios que en otro momento no eran posibles (a futuro se prevé poder brindar el
servicio de Internet por la red de distribución de baja tensión), o en muchos casos
la estructura de la empresa que permite brindar otros servicios como la prestación
de servicios de Operación y Mantenimiento y de Asesoramiento Técnico, siempre
mediante la utilización de los recursos regulados.
En tal sentido, entendemos que al momento de realizarse la Renegociación
Tarifaria Integral, es necesario evaluar fehacientemente los costos generados y los
activos utilizados para desarrollar la actividad no regulada y en caso de ser éstos
significativos, realizar una quita en los costos operativos y en la base de capital
de las Distribuidoras, evitando que los costos de estas actividades sean trasladadas
a la tarifa de los usuarios del servicio regulado.
69

En este sentido, es importante también avanzar en el perfeccionamiento de la
contabilidad regulatoria, a los efectos que las compañías pueden manejar mediante
estructuras separadas la actividad regulada de la no regulada, brindando
transparencia a la actividad que éstas desarrollan.

Desde el punto de vista del Operador Técnico, parece poco razonable que la
empresa deba pagar por contar con un respaldo en el aspecto técnico, cuando en
realidad, las empresas han demostrado contar con un “know how” de sus
especialistas y técnicos ampliamente reconocido como para llevar adelante la
Operación Técnica de las compañías.

Respecto de la Ley Nº 25.561 de emergencia económica y el espíritu de la misma
de realizar un esfuerzo compartido, respecto de la pesificación de la tarifa,
creemos que las Compañías han realizado un aporte importante desde el 2.001,
por lo cual se cree necesario y conveniente que el gobierno nacional realice la
recomposición tarifaria que le permita a las compañías alcanzar su equilibrio
económico.

Respecto a la política que está llevando adelante el gobierno en cuanto a la
reducción de subsidios y que fuera anunciado públicamente por el gobierno
nacional, se cree necesario se trabaje en la definición de una tarifa social, en la
cual se determine realmente cuales son los hogares que deberían ser alcanzados
por el beneficio, evitando los subsidios cruzados.

Debido a que la inflación está alcanzando valores significativos, consideramos
que es necesario se establezcan reglas de juego claras, en las cuales se determine
índices (por ejemplo del INDEC) que permitan actualizar la tarifa de energía
eléctrica en forma periódica (anual).

Sería esencial asegurar el servicio público de distribución eléctrica en el futuro,
razón por la cual se debería contemplar en la renegociación de tarifas un plan de
inversiones obligatorias, para recomponer la desinversión que se ha observado en
este período. A tal fin evaluar riesgos de falta de suministro, establecer
prioridades, elaborar un programa de obras necesarias y un cronograma de
ejecución.

Alineado con la necesidad de contar con un stock de bienes de uso
tecnológicamente actualizados, en la próxima revisión tarifaria integral, se debería
70
contemplar un mecanismo que imponga la necesidad de realizar inversiones en
cada ejercicio. Estas deberían cubrir como mínimo las depreciaciones del período.

Debido a que la situación que produjo la renegociación fue básicamente la
insostenibilidad del marco legal en la que se desarrollaba la prestación del servicio
público de distribución de energía eléctrica, consideramos necesario que el
proceso de esta se desarrolle bajo pautas razonables, entendiendo por tales
aquellas que otorguen marco adecuado a una potencial reestructuración de los
términos de la concesión, tratando de evitar que se llegue a un sistema
convencional alejado de la realidad económica.
71
-
Referencias
(1) Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina.
www.adeera.com.ar
- Empresas Asociadas - Datos Características de las Empresas.
(2) Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S. A. – EDENOR S. A. –
www.edenor.com.ar
– Institucional - Así es Edenor - Información General -
Información Financiera – Información Societaria y Contable.
(3) Empresa Distribuidora Sur S. A. – EDESUR S. A.- www.edesur.com.ar –
Conozca Edesur – Descripción de la Empresa – Estados Contables.
(4) Comisión Nacional de Valores. www.cnv.gov.ar - Información Financiera –
Emisoras - Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S. A.
(5) Comisión Nacional de Valores. www.cnv.gov.ar - Información Financiera –
Emisoras - Empresa Distribuidora Sur S. A.
(6) Ministerio de Economía – Provincia de Buenos Aires.
www.ec.gba.gov.ar/Estadistica/Ftp/cd/mapa.htm
(7) Diario Clarín – Suplemento Countries – Buenos Aires, sábado 8 de noviembre
de 2008.
(8) Enersis S. A. – www.enersis.cl
(9) Valuación de la Tierra para Emprendimientos Inmobiliarios – Ing. Juan José
González – Instituto Argentino de Tasaciones – Buenos Aires – Mayo de 2007.
(10) Diario Clarín – Suplemento Economía y Negocios – “Ciudades y Desarrollo
Económico” - Buenos Aires, domingo 9 de noviembre de 2008.
(11) Consultora Abeceb –“Ciudades y Desarrollo Económico” www.abeceb.com
72
-
Anexos Tablas
Anexo 1: EDENOR – Balances Generales 1998 – 2007
Anexo 2: EDENOR – Estados de Resultados 1998 – 2007
Anexo 3: EDENOR – Bienes de Uso 1998 – 2007
Anexo 4: EDENOR – Inversiones Netas en Bienes de Uso 1998 – 2007
Anexo 5: EDENOR – Estado de Origen y Aplicación de Fondos 1998 – 2007
Anexo 6: EDENOR – Indicadores y Ratios Físicos, Económicos y Financieros
de la Actividad 1998 – 2007
Anexo 7: EDENOR – Ratios Económicos y Financieros 1998 – 2007
Anexo 8: EDESUR – Balances Generales 1998 – 2007
Anexo 9: EDESUR – Estados de Resultados 1998 – 2007
Anexo 10: EDESUR – Bienes de Uso 1998 – 2007
Anexo 11: EDESUR – Inversiones Netas en Bienes de Uso 1998 – 2007
Anexo 12: EDESUR – Estado de Origen y Aplicación de Fondos 1998 – 2007
Anexo 13: EDESUR – Indicadores y Ratios Físicos, Económicos y Financieros
de la Actividad 1998 – 2007
Anexo 14: EDESUR – Ratios Económicos y Financieros 1998 – 2007
-
Anexos Gráficos
Anexo 15: EDENOR-EDESUR – Liquidez 1998 – 2007
Anexo 16: EDENOR-EDESUR – Estructura de Financiamiento Pasivo /
Patrimonio Neto 1998 - 2007
Anexo 17: EDENOR-EDESUR – Estructura de Financiamiento Pasivo / Activos
1998 - 2007
Anexo 18: EDENOR – Estructura de Financiamiento - Activos 1998 - 2007
Anexo 19: EDESUR – Estructura de Financiamiento - Activos 1998 – 2007
Anexo 20–EDENOR-EDESUR – Retorno sobre Activo (ROA) 1998–2007
Anexo 21–EDENOR-EDESUR – Retorno sobre Patrimonio Neto (ROE) 1998–
2007
Anexo 22–EDENOR-EDESUR – Retorno sobre Ventas (ROS) 1998–2007
Anexo 23–EDENOR-EDESUR – Energía vendida a clientes propios 1998–2007
Anexo 24: Índices Poblacionales para los partidos del Conurbano Bonaerence
en las áreas de influencia de EDENOR y EDESUR – 2001.
73