anexo 0 - Ente Nacional Regulador de la Electricidad

Informe Anual 1994/1995
ENTE NA
CIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICID
AD
NACIONAL
ELECTRICIDAD
Presidente
Ing. Carlos Alberto Mattausch
Vicepresidente
Lic. Alberto Enrique Devoto
Directores
Dr. Marcos Rebasa
Ing. Ricardo Martínez Leone
Ing. Juan Carlos Derobertis
Indice
VOL
UMEN I
OLUMEN
Introducción
Capítulo 1.
LA CALID
AD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
CALIDAD
Capítulo 2.
LA RELA
CION ENTRE LA CALID
AD Y LA REMUNERA
CION
RELACION
CALIDAD
REMUNERACION
EN EL TRANSPORTE
Capítulo 3.
TARIF
AS Y CALID
AD DEL SERVICIO EN EL SEGMENT
O DE
ARIFAS
CALIDAD
SEGMENTO
LA DISTRIBUCION
Capítulo 4.
LA PRO
TECCION AL USU
ARIO
PROTECCION
USUARIO
Capítulo 5.
AUDIENCIAS PUBLICAS
Capítulo 6.
SEGUIMIENT
O Y CONTROL DE TENENCIAS A
CCIONARIAS
SEGUIMIENTO
ACCIONARIAS
Capítulo 7.
EL CONTROL AMBIENT
AL
AMBIENTAL
Capítulo 8.
SEMINARIOS Y JORNAD
AS
JORNADAS
Capítulo 9.
LA GESTION ADMINISTRA
TIV
A
ADMINISTRATIV
TIVA
Capítulo 10.
CONCL
USIONES
CONCLUSIONES
VOL
UMEN II
OLUMEN
MARCO REGULA
TORIO
REGULAT
Ley Nº 24.065
Subanexo 4 - Contato de Concesión
Reglamento de Suministro
Anexo 1.
TRANSPORTE
Resoluciones ENRE
Resoluciones SS.E
.E
.E..
Reglamento de Conexión y uso del sistema de TTransporte
ransporte de Energía Eléctrica ANEX
O 16 PProcedimientos
rocedimientos CAMMESA
ANEXO
Anexo 2.
SANCIONES CALID
AD DE SERVICIO
CALIDAD
Resoluciones ENRE
Anexo 3.
TARIF
AS
ARIFAS
Resoluciones ENRE
Anexo 4.
PRO
TECCION AL USU
ARIO
PROTECCION
USUARIO
Resoluciones ENRE
Anexo 5.
CONTROL AMBIENT
AL
AMBIENTAL
Resoluciones ENRE
Resoluciones SS.E
.E
.E..
VOL
UMEN I
OLUMEN
Introducción
introducción
Introducción
Este segundo informe que produce el ENRE sobre el desenvolvimiento del mercado
eléctrico argentino sujeto a su jurisdicción - la producción y transporte de energía
eléctrica en todo el país y el segmento de la distribución en las áreas concesionadas
a EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A. - abarca el período que va desde
el mes de setiembre de 1994, hasta el 31 de diciembre de 1995. Se ha considerado
necesario realizar esta periodización para que los próximos informes comprendan
el año calendario, permitiendo que el relato guarde concordancia con las series
estadísticas que lo sustentan, ya que las mismas comprenden generalmente los
períodos anuales de enero a diciembre.
El presente informe está destinado al Poder Ejecutivo y al Congreso de la Nación,
así como a dar publicidad a las decisiones del Directorio del ENRE, en cumplimiento
de las obligaciones puntuales encomendadas por el Marco Regulatorio a este
Organismo.
Como es sabido, en el proceso de su reforma, el estado argentino ha transferido al
rol empresario la producción de bienes y servicios, pero ha conservado y redefinido
las funciones regulatorias en los servicios públicos privatizados. Así también, el
estado es responsable de asegurar a la sociedad una información confiable en todo
lo que concierne al interés público.
En lo que respecta al mercado eléctrico, su transformación y privatización tuvo
por objeto mejorar la calidad de vida de la población y el ENRE fue creado, entre
otros objetivos, para «proteger adecuadamente los derechos de los usuarios». Por
ello, el interés del usuario constituye una perspectiva focal desde la cual el Directorio
aborda la presentación de este informe.
De acuerdo a lo establecido en el Artículo 1° de la Ley 24.065, se hará referencia a
los servicios públicos de transporte y distribución y a su generación, caracterizada
como una actividad de interés general destinada a abastecerlos y afectada a los mismos.
1
introducción
Alrededor del tema se plantean variadas cuestiones, ligadas tanto a la adecuada
regulación de la calidad y la tarifa del servicio eléctrico, como a la función que
cumple específicamente el ENRE para proteger al usuario. En este sentido, los
primeros mensajes del Directorio del ENRE a la sociedad se relacionaron con la
manera más eficaz de proteger el interés público, es decir, vigilar el desempeño de
cada uno de los sectores que conforman la industria eléctrica y, particularmente,
aquellas situaciones en las que los usuarios no están en condiciones de advertir, de
inmediato, los comportamientos que pueden resultar lesivos a sus intereses.
Las circunstancias especiales que recuerdan a cada habitante del país su condición
singular de usuario del servicio eléctrico, son de dos tipos: aquéllas que se dan en el
momento de tener que pagar la factura por su consumo y cuando se producen
anormalidades en la calidad del suministro. Es decir que la calidad y el precio
constituyen los señalamientos de su condición de usuario. Este tema se desarrolla
en el Capítulo 1 del presente informe, mientras que la relación específica de la
calidad y las tarifas con los segmentos del transporte y la distribución, se plantea
en los Capítulos 2 y 3 .
La nueva realidad generada por las privatizaciones ha marcado la necesidad de crear
una estructura jurídico-institucional de regulación y control de los servicios públicos
esenciales. A esta problemática, vista específicamente desde el sector eléctrico, se
hace referencia en el Capítulo 4, dedicado a la protección del usuario. La creación
de la instancia participativa que implica la Audiencia Pública y los diversos temas
tratados en las realizadas durante el período de este informe, se desarrolla en el
Capítulo 5.
El proceso de privatización del sector condujo a establecer normas que regulan las
tenencias accionarias de las nuevas unidades de negocios. Las medidas tomadas
sobre el particular y la tarea a realizar, están planteadas en el Capítulo 6. El Capítulo
7 por su parte, da cuenta de la acción regulatoria del ENRE sobre los aspectos
ambientales.
En el Capítulo 8 se desarrollan los Seminarios y Jornadas técnicas realizadas durante
este período, y el Capítulo 9 describe la gestión administrativa del ENRE. El informe
se cierra con las Conclusiones formuladas en el Capítulo 10.
Finalmente, cabe señalar que si bien el análisis del informe se centra en los temas
citados, el Directorio del Ente también viene haciendo acopio de estudios y análisis
2
introducción
destinados a sustentar las decisiones que oportunamente le corresponderá adoptar
en relación con los siguientes temas: la autarquía del ENRE y sus alcances; la
jurisdicción del ENRE en materia de Grandes Usuarios y la Función Técnica del
Transporte realizada por distribuidoras provinciales; el conflicto jurisdiccional con
organismos de la Pcia. de Buenos Aires; la competencia del ENRE con la Secretaría
de Energía; la relación del ENRE con el Defensor del Pueblo y la jurisdicción
federal del ENRE en la Ciudad de Buenos Aires.
3
LA CALID
AD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
CALIDAD
Capítulo 1.
Capítulo 1.
LA CALID
AD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
CALIDAD
La formación de los precios
Corresponde efectuar una aproximación al proceso de formación de los precios de
la electricidad , recordando que las actividades del transporte y la distribución están
sujetas a controles tarifarios y de calidad y, en el caso de la distribución, que ésta
tiene la obligación de abastecer la totalidad de la demanda que le sea requerida. La
regulación debe establecer metodologías apropiadas que aseguren tarifas justas y
razonables. La responsabilidad de su cumplimiento está encomendada al ENRE.
El principio orientador de la legislación es el de la racionalidad económica y, dentro
de ella, el de procurar la eficiencia en la asignación de los recursos. Se introduce la
competencia como factor de desarrollo en el segmento de generación, y se establece
un mercado calificado de interés general, definido como actividad propia de la
iniciativa privada, con múltiples operadores que compiten entre sí.
Dado que la demanda de electricidad representa la valoración de la utilidad que le
adjudica la sociedad, el precio de mercado - emergente de la igualación de la oferta
y la demanda - constituye una señal válida, tanto de la escasez como de la utilidad
del recurso. A través de este mecanismo para determinar los precios se propugna
implícitamente, el uso racional del recurso.
La necesidad de igualar oferta con demanda en forma instantánea, determina que se
deba operar con un despacho centralizado, lo que ha requerido la creación de un
administrador del mercado mayorista, la Compañía Administradora del Mercado
Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) 1, que es la responsable del
Organismo Encargado del Despacho (OED).
En tal sentido, se persigue alcanzar tanto una real transparencia en la formación de
los precios y en las distintas etapas de la industria eléctrica, como la posibilidad de
acceso directo de los usuarios al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Por un lado,
se tiende a que las tarifas finales de las distribuidoras reflejen las señales de abundancia
o escasez que surgen de los precios del MEM; por otra parte, se propicia establecer
1
La compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) fue creada por decreto
Nº 1.192 del 10 de julio de 1992 y concebida como una entidad privada de propósito público.
Principales funciones asignadas a CAMMESA.
1. Ejecutar el despacho técnico del Sistema Argentino de Interconexión de acuerdo a lo previsto en la ley 24.065 y sus
normas complementarias y reglamentarias, propendiendo a maximizar la seguridad y calidad del suministro y
minimizar los precios mayoristas en el mercado horario de la energía (mercado spot).
2. Administrar el Mercado Eléctrico Mayorista asegurando transparencia por medio de la participación de todos los
5
capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
el vínculo directo entre el MEM y aquellos usuarios que, por la cuantía de su
demanda, hacen que resulte económica y administrativamente racional encarar
unitariamente las obligaciones de medición y comportamiento propio de dicho
vínculo. Y, finalmente, se promueve la formación de un mercado a término,
mediante contratos libremente pactados entre la oferta y la demanda, en la que se
admiten incluso usuarios con demandas de 100 Kw en más.
Se tiende a la mayor equidad posible entre los usuarios del servicio eléctrico,
procurando que cada una de las categorías tarifarias afronte los costos propios de la
prestación que recibe. En este sentido, se proscriben los subsidios cruzados, así
como la discriminación de precios en la fijación de las tarifas, excepto que el Ente lo
considere razonable. Y también se previenen eventuales distorsiones monopólicas
o prácticas colusivas, que impidan la competencia o impliquen abusos de una
posición dominante en el mercado.
Todos los criterios mencionados están desarrollados en el Marco Regulatorio
Eléctrico, pero su cumplimiento en un mercado imperfecto no es automático,
requiriendo por lo tanto de la acción regulatoria permanente y eficaz del ENRE,
llamado a asegurar la prevalencia del interés público en la prestación de un servicio
esencial.
La transformación del sector eléctrico, introdujo la competencia en el segmento de
la producción de energía, y ello permitió que se alcanzara una fuerte disminución
en los precios, con una oferta que satisface ampliamente la demanda , además de
una calidad adecuada que se ajusta a las exigencias establecidas por los Contratos de
Concesión. En este tramo, es la competencia la que regula con eficacia el
comportamiento del mercado, mientras que el ENRE debe garantizar su
funcionamiento, evitando conductas lesivas a los objetivos antes mencionados.
Los actores privados incorporados al mercado eléctrico aceptaron las reglas de juego
introducidas, multiplicando las inversiones en generación térmica, las que están
excediendo la demanda actual. El resultado de estas incorporaciones puede verse en
las siguientes expresiones numéricas: hace apenas tres años el consumo específico
medio para las máquinas del parque térmico era de 2.800 k/caloría por kW/hora
generado, mientras que los grupos en construcción que serán puestos en
funcionamiento durante 1996, tienen un consumo específico de 1.700 k/caloría
por kW/hora, lo que significa que la competencia aumenta la productividad de la
oferta eléctrica de una manera impactante.
6
involucrados y objetividad en una gestión ajustada a las reglamentaciones emanadas de la Secretaría de Energía.
La integración del Directorio de CAMMESA con representantes de todos los actores del mercado (generadores,
transportistas, distribuidores y grandes usuarios) y el Estado Nacional, asegura equidad en la toma de decisiones,
superando coyunturales intereses sectoriales, privilegiando el interés común, sin necesidad hasta el presente, de activar la
facultad de veto con que cuenta el Estado nacional como titular de las acciones de clase "A".
LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
Esta evolución satisfactoria del MEM, corrobora que una regulación eficaz, esto es,
que proteja adecuadamente los derechos de los usuarios, debe comenzar por el
segmento de la producción. Para ello, debe monitorear el proceso de formación de
los precios, cuidando igualmente el cumplimiento por todos los actores, de las
normas de competitividad, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación
y uso generalizado de los servicios e instalaciones.
La diversidad de precios en el MEM
Como se sabe, hay distintos precios en la comercialización de la energía en el MEM
- spot, estacional, contractual - y por lo tanto, cabe preguntarse cuáles son las señales
que permiten detectar el comportamiento irregular de los mismos. En el sistema
inglés, el acuerdo de dos generadores en algún momento permitió elevar los precios,
pero ello fue posible porque sólo eran tres las empresas productoras. Cabe señalar
que el Marco Regulatorio argentino estableció mecanismos adicionales que
resguardan la vigencia de una plena competencia, asegurando una oferta más amplia
que torna muy dificultosa la colusión entre los productores.
Puede afirmarse entonces, que especular con la oferta en el mercado de producción
no es fácil. Ahora bien, para disuadir cualquier propósito colusivo, es necesario que
el ENRE vigile el cumplimiento de los objetivos establecidos en el Marco
Regulatorio, en el sentido que una oferta «verdadera» mantenga la efectiva
competencia en este segmento de la industria. Por otra parte, la frecuencia con la
que se alude a los beneficios de una eventual «autoregulación», demuestra que el
mecanismo regulatorio adoptado permitió, además, la superación de los graves
problemas coyunturales de abastecimiento que padeció la industria al finalizar la
década de los 80.
La evolución de los precios
Los cuadros y gráficos estadísticos que siguen, confirman que el mercado eléctrico
mayorista está amplia y diversificadamente ofertado. Ello ha impulsado rebajas
sustanciales en el precio de la energía eléctrica, generada desde la transformación y
privatización del mercado.
7
capítulo uno
capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
Generación Bruta del SIN 1995
AUTO PRO D.
779 G W h
1%
TERM ICA
27220 G W h
44%
HIDRO .
24852 G W h
41%
RIO G RANDE
364 G W h
1%
IM PO RTAC.
309 G W h
1%
NUCLEAR
7118 G W h
12%
Capacidad Instalada 1995 MEM + MEMSP
T.VAPO R
4867 M W
28%
HIDRO .
8123 M W
48%
C.CO M B.
144 M W
1%
NUCLEAR
1005 M W
6%
T.G AS
2938 M W
17%
DIESEL
4M W
0%
Potencia Máxima 1995 en el MEM
10000
MW
8000
6000
4000
2000
8
diciembre
noviembre
octubre
septiembre
agosto
julio
junio
mayo
abril
marzo
febrero
enero
0
LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
Demanda 1995 en el MEM
5000.0
3000.0
2000.0
1000.0
Total
M.Spot
diciembre
noviembre
octubre
septiembre
agosto
julio
junio
mayo
abril
marzo
febrero
0.0
M. a Término
Demanda 1995 en el MEM
6000
5000
4000
GWh/me s
Mercado a
Término
3000
2000
Mercado
Spot
1000
diciembre
noviembre
octubre
septiembre
agosto
julio
junio
mayo
abril
marzo
febrero
0
enero
enero
GWh/mes
4000.0
La evolución en baja de los precios mayoristas refleja una realidad: la mayor
disponibilidad del parque y la presencia de nuevos actores que aportaron inversiones,
tecnologías y gestión. Esto se tradujo en una adecuada relación entre oferta y
demanda que redujo los precios del MEM y benefició al país en su conjunto, si bien
es cierto que no todos los usuarios finales se beneficiaron igualmente de la reducción
de precios mayoristas.
En efecto, se han beneficiado particularmente los usuarios libres, o sea aquellos que
pueden acceder directamente al mercado y a sus precios. También lo hicieron los
usuarios cautivos en los ámbitos regulados por el gobierno nacional, es decir, en las
áreas geográficas donde los precios mayoristas, de alguna manera, se trasladan a los
9
capítulo uno
capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
usuarios finales, con más el valor agregado de distribución, pautado con racionalidad
económica.
En las jurisdicciones provinciales donde este tipo de regulación no se aplica, la
reducción de precios en el MEM no necesariamente encuentra su correlato en las
tarifas que pagan los usuarios. Es por eso necesario organizar la actividad de la
distribución en esos lugares, de manera que transfiera a los usuarios finales el beneficio
de la competencia que existe en el mercado mayorista.
Durante los dieciséis meses que corresponden a este informe, los progresos efectuados
por los distintos gobiernos provinciales para alcanzar los objetivos fijados en el
párrafo anterior no fueron significativos, pero a partir del último trimestre de 1995
se aceleraron los avances privatizadores en el interior del país. Esta evolución aparece
reflejada en los cuadros que siguen, que muestran la composición del MEM al 31 de
diciembre de 1995.
Actores Reconocidos del Mercado Eléctrico
GENERA
CION
GENERACION
PO
TENCIA INST
ALAD
A POR REGION
POTENCIA
INSTALAD
ALADA
10
LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
CENTRAL PUERT
O SS.A
.A
PUERTO
.A.
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
CAPITAL FEDERAL
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Eléctrica y Comercialización en Bloque.
POTENCIA INSTALADA:
1.009 MW
CONCESIONARIO:
CENTRAL PUERTO
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
CHILGENER S. A. (Chile).
CHILECTRA QUINTA REGIÓN (Chile)
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
1 de abril de 1992
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
CENTRAL COST
ANERA SS.. A
COSTANERA
A.
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
CAPITAL FEDERAL
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Eléctrica y Comercialización en Bloque.
POTENCIA INSTALADA:
1.260 MW
CONCESIONARIO:
CENTRAL COSTANERA S. A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
ENDESA (Chile); ENERSIS S. A. (Chile); DIST. CHILECTRA
METROPOLITANA S. A. (Chile).
INVERSORA PATAGÓNICA S. A. (Arg).
INTER RIO HOLDINGS ESTABLISHMENT (Arg).
COSTANERA POWER CORPORATION.
INICIO DE ACTIVIDADES:
29 de mayo de 1992
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
CENTRAL TÉRMICA AL
TO V
ALLE SS.A
.A
ALT
VALLE
.A..
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
PCIA. DE NEUQUÉN.
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Eléctrica y Comercialización en Bloque.
POTENCIA INSTALADA:
95 MW
CONCESIONARIO:
ALTO VALLE HOLDING.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
Dominion Energy INC.
CALF (Cooperativa de Agua y Luz del Neuquén).
OPERADOR:
DOMINION ENERGY INC.
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
25 de agosto de 1992
11
capítulo uno
capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
EMPRESA GENERADORA
GENERADORA::
CENTRAL TÉRMICA GUEMES SS.. A
A.
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
PCIA. DE SALTA
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Eléctrica
POTENCIA INSTALADA:
245 MW
CONCESIONARIO:
POWERCO S. A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
Duke Guemes Inc 25%; Argentine Investiment 15%; TCW
American Developement 15%; Sociedad Cial. Del Plata 25%;
Iberdrola. S. A. 20%.
OPERADOR:
DUKE - IBERDROLA -
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
30 de septiembre de 1992
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
CENTRAL PEDRO DE MENDOZA SS.. A
A.
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
CAPITAL FEDERAL
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Eléctrica.
POTENCIA INSTALADA:
94 MW
CONSORCIO:
CENTRAL PEDRO DE MENDOZA S.A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
ACINDAR S.A. (ARG); MASSSUH S.A. (ARG)
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
1 de octubre de 1992
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
CENTRAL DOCK SUD SS.A
.A
.A..
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
GRAN BUENOS AIRES
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Eléctrica.
POTENCIA INSTALADA:
211 MW.
CONCESIONARIO:
CENTRAL DOCK SUD S. A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
POLLEDO S. A. (ARG). BRITISH GAS.
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
5 de octubre 1992
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
CENTRAL TÉRMICA SORRENT
O SS.A
.A
SORRENTO
.A..
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
PCIA. DE SANTA FE
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Eléctrica.
POTENCIA INSTALADA:
226 MW.
CONSORCIO:
SORRENTO S.A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
MALVICINO S.A.; IATE S. A. ELEPRINT S. A. ARGON S.A.;
SKODA EXPORT (Operador)
INICIO DE ACTIVIDADES:
6 de febrero de 1993
12
LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
CENTRALES TÉRMICAS DEL NORESTE SS.. A
A..
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
PCIAS. DEL NEA
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Eléctrica.
POTENCIA INSTALADA:
250 MW
CONSORCIO:
CENTRALES TÉRMICAS DEL NEA S. A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
IATE S.A.
SKODA SPORT (operador)
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
20 de mayo de 1993
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
CENTRALES TÉRMICAS DEL NOROESTE SS.A
.A
.A..
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
SAN MIGUEL DE TUCUMAN
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Eléctrica
POTENCIA INSTALADA:
305 MW
CONSORCIO:
CENTRALES TÉRMICAS DEL NOROESTE S.A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
FATLYF; G. Fazio; Atahualpa S.R.L.; Horizontes S.A.;
Caminos S. A.
Public Service Company of Nueva México (operador).
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
21 de mayo de 1993.
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
CENTRALES TÉRMICAS PPA
ATAGÓNICAS SS.A
.A
.A..
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
PCIA . DE CHUBUT
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Eléctrica.
POTENCIA INSTALADA:
256 MW.
CONSORCIO:
TÉRMICAS PATAGÓNICAS S.A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
FATLYF; IATE; ELEPRINT S.A.
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
9 de diciembre de 1993.
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
CENTRAL TÉRMICA SAN NICOLÁS SS.A
.A
.A..
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
PCIA DE BUENOS AIRES.
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Eléctrica.
POTENCIA INSTALADA:
650 MW
CONSORCIO:
INVERSORA SAN NICOLÁS S.A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
AES San Nicolás Incorporated.; ORMAS SAICIC.
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
18 de mayo de 1994
13
capítulo uno
capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
HIDROELÉCTRICA LLOS
OS NIHUILES SS.. A
A..
UBICACIÓN GEOGRÁFICA
PCIA. DE MENDOZA
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Hidroeléctrica.
POTENCIA INSTALADA:
260 MW
CONSORCIO:
INVERSORA LOS NIHUILES S. A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
Grupo Económico EDF Internacional S.A.; Nucleamiento
Inversor S. A.; Banco de Galicia y Bs. As.; Jakes Matas
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
1 de junio de 1994
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
CENTRALES TÉRMICAS DEL LIT
ORAL SS.A
.A
LITORAL
.A..
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
PCIA. DE SANTA FE
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Eléctrica.
POTENCIA INSTALADA:
84 MW
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
FATLYF; IATE; STEAG (operador).
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
14 de julio de 1994
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
HIDROELÉCTRICA DIAMANTE SS.A
.A
.A..
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
PCIA. DE MENDOZA.
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Hidroeléctrica
POTENCIA INSTALADA:
388MW
CONSORCIO:
INVERSORA DIAMANTE S.A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
Grupo Económici EDF Internacional (operador); Nucleamiento
Inversor S. A.; Banco de Galicia y Bs. As. S. A.
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
19 de octubre de 1994.
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
CENTRALES TÉRMICAS MENDOZA SS.A
.A
.A..
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
PCIA. DE MENDOZA
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Eléctrica.
POTENCIA INSTALADA:
422 MW.
CONSORCIO:
CUYANA S. A. DE INVERSIONES
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
CMS OPERATING S. A. (Operador); ORMAS SAICIC.
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
1 de noviembre de 1994
14
LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
HIDROELÉCTRICA AMEGHINO SS.A
.A
.A..
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
PCIA. DE CHUBUT.
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Hidroeléctrica.
POTENCIA INSTALADA:
46.8 MW.
CONSORCIO:
HIDROELÉCTRICA DEL SUR S. A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
Camuzzi Gazometri Spa.; Camuzzi Argentina S.A. U.T.E.
Uruguay; Cooperativad Trelew ; Puerto Madryn; C. Rivadavia;
Rawson, Rada, Tilly, Gaiman y 16 de Octubre.
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
1 de noviembre de 1994.
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
HIDROELÉCTRICA RÍO HONDO SS.. A
A..
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
RIO HONDO. PCIA. SANTIAGO DEL ESTERO
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Hidroeléctrica.
POTENCIA INSTALADA:
17.2 MW
CONSORCIO:
RÍO HONDO S. A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
APUAYE; NECON S.A.; José Chediak S.A.I.C.A.; Opiser NOA
Consulser (operador).
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
29 de diciembre de 1994
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
HIDROELÉCTRICA FU
ALEUFÚ SS.A
.A
FUALEUFÚ
.A..
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
PCIA. DE CHUBUT.
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Hidroeléctrica.
POTENCIA INSTALADA:
448 MW.
CONSORCIO:
ALUAR S.A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
ALUAR S.A.
(operadores) Electrowatt Ingenieros Consultores S. A.
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
15 de junio de 1995.
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
HIDROELÉCTRICA RÍO JURAMENT
O SS.A
.A
JURAMENTO
.A..
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
SAN NICOLAS. PCIA. DE BUENOS AIRES
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Generación de Energía Hidroeléctrica.
POTENCIA INSTALADA:
102 MW
CONSORCIO:
INVERSORA AES DIAMANTE S.A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
(Operadores) Electrowatt Ingenieros
15
capítulo uno
capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
TRANSPORTE
SISTEMA DE TRANSPORTE
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
TRANSENER SS.A
.A
.A.
Compañía de TTransporte
ransporte de Energía de Alta TTensión.
ensión.
ACTIVIDAD DESARROLLADA:
Prestación de Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en
Alta Tensión.
ALCANCE:
6.800 Km. de líneas de transmisión de 500 kV; 560 Km. de
líneas de transmisión de 220 kV. 27 estaciones y diversos
transformadores y equipos de interconexión.
CONSORCIO:
CITELEC S. A.
Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica S. A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Eléctrica del Plata S.A.;Entergy Corporation; Duke Power
Company; National Grid; DINANCE B.V;Sade Ing. y
Construcciones S.A.; InterRio Holdings Establishment.; The
Argentine Investment Co.; Argentine Private Development Trust.
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
16
17 de julio de 1993
LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
YACYLEC
ACTIVIDAD DESARROLLADA:
Transporte de Ener en A.T.
Transportista Independiente
(No es agente del MEM)
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
SYSTRANYAC S.A; RECCHI SPA COSTRUZIONE GRAL; SIDECO
AMERICANA SACIF; CORPORACIÓN FINANCIERA
INTERNACIONAL; SADE INGENIERÍA Y
CONSTRUCCIÓN S.A.; DUMEZ S.A.; ENDESA;
DYCKERHOFF Y WIDMANN AKT; IMPREGLIO SPA.
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
1 de septiembre de 1994
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
TRANSNO
A SS.. A
TRANSNOA
A..
Empresa de TTransporte
ransporte de Energía Eléctrica por Distribución
Troncal del Noroeste Argentino SS.. A
A..
ACTIVIDAD DESARROLLADA:
Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal.
ALCANCE:
2.460 Km de línea de 132 Kv. y 33 EE.TT. con una
potencia de transformación de 1000 MVA.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
FATLYF, Bco. Feigin,IATE, Tecsa, GEESA.
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
26 de enero de 1994
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
TRANSP
A SS.A
.A
TRANSPA
.A..
Empresa de TTransporte
ransporte de Energía Eléctrica por
Distribución TTroncal
roncal de la PPatagonia
atagonia SS.. A
A..
ACTIVIDAD DESARROLLADA:
Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal.
ALCANCE:
2.214 Km. de línea de 330; 132;33 y 13,2 Kv. 12 EE.TT con
una potencia de transformación de 1.119 MVA.
CONSORCIO:
TRELPA S.A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
ALUAR S.A.I.C.; CG ARGENTINA S.A.; CAMUZZI GAZOMETRI
SPA; SOC. COOP. POPULAR COMODORO RIVADAVIA; COOP.
ELÉCTRICA TRELEW; COOP. ELEC. PUERTO MADRYN; COOP.
ELECT. DE RAWSON; RADA TILLY; GAIMAN y COOP. 16 DE
OCTUBRE. Electrowatt Ltda. (Operador)
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
16 de junio 1994
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
TRANSNEA SS.A
.A
.A..
Empresa de TTransporte
ransporte de Energía Eléctrica por
Distribución TTroncal
roncal del Noreste Argentino.
ACTIVIDAD DESARROLLADA:
Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal.
ALCANCE:
824 Km. de línea de 220 Kv. 132 Kv. y 33 Kv. EE.TT. con
una potencia de transformación de 596 MVA.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
FATLYF; IATE; ELEPRINT S.A.; ARGON; CEZ (Operador)
INICIO DE LAS ACTIVIDADES
10 de noviembre de 1994
17
capítulo uno
capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
DISTROCUY
O SS.. A
DISTROCUYO
A..
Empresa de TTransporte
ransporte de Energía Eléctrica por
Distribución TTroncal
roncal de Cuyo SS.. A
A..
ACTIVIDAD DESARROLLADA:
Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal.
ALCANCE:
1254 Km de línea de 220 kV/132kV. EE.TT. con una potencia
de transformación de 1025 MVA.
CONSORCIO:
ELECTRIGAL S. A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
Nucleamiento Inversor S. A.; EDF International S. A.;
Banco de Galicia y Bs. As.; Jaques Matas.
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
12 de enero 1995.
DISTRIBUCION
AREAS DE CONCESION
18
LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
EDESUR SS.A
.A
.A..
Empresa Distribuidora Sur SS.A
.A
.A..
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica.
CONSORCIO:
DISTRILEC INVERSORA.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
Compañía Naviera Pérez Companc S. A.(Argentina)
Distribuidora Chilectra (Chile)
Metropolitana Chilectra S.A.(Chile)
ENERSIS S.A.(Chile).
ENDESA. (Chile)
PSI Energy INC.(EE.UU)
CANTIDAD DE USUARIOS:
2.049.781
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
1 de septiembre de 1992.
ZONA GEOGRÁFICA QUE COMPRENDE: Zona Sur de Capital Federal y diez partidos de la Pcia. de
Bs. As: Alte. Brown, Avellaneda, Berazategui, Cañuelas, E. Echeverría, Fcio. Varela, Lanus, Lomas de
Zamora, Quilmes y San Vicente.
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
EDENOR SS.A
.A
.A..
Empresa Distribuidora Norte SS.A
.A
.A..
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica.
CONSORCIO:
EASA Electricidad de Argentina S. A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
EDF. Electricité de France (Francia)
ENHER S.A. Empresa Nacional Hidroeléctrica del
Ribagorzana S.A. (España);
ASTRA S. A. Cía. Argentina de Petróleo S. A. (Argentina)
SAUR. Societe D’amenagement urbain et rural. (Francia)
ENDESA S.A. Empresa Nacional de Electricidad S.A.(España).
J.P. Morgan International Corporation.
CANTIDAD DE USUARIOS:
2.152.000.-
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
1 de septiembre de 1992.
ZONA GEOGRÁFICA QUE COMPRENDE: Zona Norte de Capital Federal y partidos de la Pcia de Bs
As: Escobar, San Fernando, San Isidro, San Martín, 3 de Febrero, Pilar, Moreno, Gral. Las Heras, Gral
Sarmiento, Gral. Rodriguez, Morón, Pilar, Marcos Paz, La Matanza.
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
EDELAP
EDELAP..
Empresa Distribuidora de LLa
a Plata SS.A
.A
.A..
ACTIVIDAD PRINCIPAL:
Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica.
CONSORCIO:
COINELEC S.A.Compañía de Inversiones en Electricidad SA
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
Houston Power Co. (EE.UU).
Inversora Catalina S.A. Grupo TECHINT (Argentina).
CANTIDAD DE USUARIOS:
267.361.-
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
21 de diciembre de 1992.
ZONA GEOGRÁFICA QUE COMPRENDE: La Plata, Ensenada, Beriso, Magdalena, Brandsen .
19
capítulo uno
capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
PRO
VINCIA DE SAN LLUIS
UIS
PROVINCIA
SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
EDESAL SS.A
.A
.A..
Empresa de Distribución Eléctrica de San LLuis
uis SS.. A
A..
PRIVATIZADA POR:
Ley Nº 4966/92.
ENTE REGULADOR
CRPEE -Comisión Reguladora Provincial de la Energía Eléctrica-
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: EXXEL GROUP (EE.UU).
UNIÓN FENOSA DE INVERSIONES S. A. (España).
ENERGÍA FACTURADA:
550GWh
CANTIDAD DE USUARIOS:
78.000.
PRECIO PAGADO:
$18.500.000
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
3 de marzo de 1993.
PRO
VINCIA DE SANTIA
GO DEL ESTERO
PROVINCIA
SANTIAGO
SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
ELÉCTRICA: AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA S. E.
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
EDESE SS.A
.A
.A..
Empresa de Distribución de Electricidad de Santiago
del Estero.
PRIVATIZADA POR:
Ley Provincial Nº 6117/94. Ley Marco Regulatorio
Nº 6094/94
ENTE REGULADOR
ENRESE. Ente Regulador de Santiago del Estero.
CONSORCIO:
Cía. Eléctrica de Santiago del Estero.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Industrias Eléctricas Houston S. A.
ENERGÍA FACTURADA:
279 GWh.
CANTIDAD DE USUARIOS:
105.000.-
PRECIO PAGADO:
$ 15.600.000.-
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
4 de enero de 1995
PRO
VINCIA DE FORMOSA
PROVINCIA
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
EDEFOR SS.A
.A
.A..
Empresa de Distribución de Electricidad de FFormosa
ormosa SS.. A
A..
PRIVATIZADA POR:
Ley Provincial Nº1121/94 Decreto PEN Nº 1808/94 aprueba los
convenios de fechas 26/02/93 y 28/12/93, dispone la constitución de la sociedad y faculta a la S.E. a aprobar los Estatutos.
ENTE REGULADOR
EREP Ente Regulador Eléctrico Provincial
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: IATE S.A. - ARGÓN S.A. - TECSA.
ENERGÍA FACTURADA:
272GWh
CANTIDAD DE USUARIOS:
64.200.
PRECIO PAGADO:
$8.400.000.-
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
1 de febrero 1995
20
LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
PRO
VINCIA DE LA RIOJA
PROVINCIA
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
EDELAR SS.. A
A..
Empresa Distribuidora de Electricidad de LA RIOJA SS.A
.A
.A..
PRIVATIZADA POR:
Ley Provincial Nº 6036/95 y Decreto Pcial. Nº 20/95
(MARCO REGULATORIO).
ENTE REGULADOR
Ente Unico de Control de Privatizaciones
Decreto Pcial. Nº 145/95.
CONCESIONARIO:
COMPAÑÍA ELÉCTRICA DE LA RIOJA S.A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Soc. International Electric Holdingd Co. (EE.UU)
Unión Fenosa Inversiones S.A. (España).
ENERGÍA FACTURADA:
156,8 GWh. *
CANTIDAD DE USUARIOS:
56.825**
PRECIO PAGADO:
u$s 13.742.200.-
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
1 de junio 1995
PRO
VINCIA DE TUCUMÁN
PROVINCIA
SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
.A
ELÉCTRICA: EDET SS.A
.A.. Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán S. A.
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
EDET SS.. A
A..
Empresa de Distribución Eléctrica de TTucumán
ucumán SS.. A
A..
PRIVATIZADA POR:
Ley Nº 6.608 y Nº 6626 que modifica el Art. 16 de la
Ley Nº 6.608.
ENTE REGULADOR
Dirección de Energía De Tucumán
CONCESIONARIO:
NORELEC S. A.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
José Cartellone S. A. (Argentina).
Compañía General de Electricidad S. A. (Chile)
Compañía General de Fuerza Eléctrica. (Chile)
ENERGÍA FACTURADA:
838 GWh.-
CANTIDAD DE USUARIOS:
225.000.-
PRECIO PAGADO:
$ 47.777.000.-
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
4 de agosto de 1995.
* Estas cifras corresponden a los cálculos efectuados por la empresa desde el 1/6 al 31/12/95.
** Usuarios residenciales y grandes usuarios.
21
capítulo uno
capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
PRO
VINCIA DE CA
TAMARCA
PROVINCIA
CAT
SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
ELÉCTRICA: DECA - Dirección de Energía de Catamarca.
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
EDECA
T
EDECAT
Empresa de Distribución de Electricidad de Catamarca
PRIVATIZADA POR:
Ley Pcial. Nº 4.835/95
MARCO REGULATORIO:
Dec. Pcial. Nº1.245/95 Ley Nº 4.836/95
(modifica la Ley Nº4.835/95).
ENTE REGULADOR
EN-RE
Ente Regulador de Servicios Públicos y otras Concesiones
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO:
IATE S.A.
ENERGÍA FACTURADA:
217,5 GWh.
CANTIDAD DE USUARIOS:
65.812.
PRECIO PAGADO:
$ 12.100.000.-
INICIO DE LAS ACTIVIDADES:
5 de enero de 1996.
PRO
VINCIA DE SAN JU
AN
PROVINCIA
JUAN
SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
ELÉCTRICA: SERVICIOS ELÉCTRICOS SANJUANINOS S. E.
UNID
AD DE NEGOCIO
UNIDAD
NEGOCIO::
EDESSA
Empresa de Distribución de Electricidad Sanjuaninos SS.. A
A..
CONSORCIO PREADJUDICATARIO:
Agua Negra S. A. Sociedad de Inversión.
COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO PREADJUDICATARIO: EMEC S. A.
HIDROANDES S. A. Formada por:
CHILGENER S. A.
Energy Trade and Finance Corporation.
Operador SAN JUAN S.R.L.
ENERGÍA FACTURADA:
478 GWh
CANTIDAD DE USUARIOS:
126.000
22
LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO
PRIV
ATIZA
CIONES FUTURAS
PRIVA
TIZACIONES
PRO
VINCIA
PROVINCIA
EMPRESA
EST
ADO DE A
V ANCE
ESTADO
AV
BUENOS AIRES
ESEBA
El 15 de noviembre de 1995 se presenta ante la
Legislatura un proyecto para su privatización.
Se prevé privatizar el 90% del paquete accionario y
reservar un 10% para el Programa de Propiedad
Participada (PPP).
CORRIENTES
DPE
Durante junio de 1995 se sanciona la Ley Nº 4.921,
autorizando la privatización.
ENTRE RÍOS.
EPEER
La Ley Nº 8.915 declara a esta empresa sujeta a
privatización, al tiempo que la Ley Nº 8.916 crea el Ente
Regulador.
JUJUY
DEJ
El 15 de noviembre de 1995 se presenta ante la
Legislatura un proyecto para su privatización.
Se prevé privatizar el 90% del paquete accionario y
reservar un 10% para el Programa de Propiedad
Participada (PPP).
MISIONES
EMSA
Mediante Ley Nº 3.154 se aprueba el Marco Regulatorio
y se crea el Ente Regulador.
NEUQUÉN
EPEN
La Ley Nº 2.075/94 define las características del Marco
Regulatorio y crea el Ente Regulador.
SALTA
DPE
Proyecto de Ley Nº 6.810.(Se prevé su aprobación por
parte del Poder Ejecutivo para los primeros días del mes
de enero de 1996).
RÍO NEGRO
ERSE
La Ley Nº 2.902 declara a la Empresa sujeta a
privatización.
23
capítulo uno
LA RELA
CION ENTRE LA CALID
AD Y LA REMUNERA
CION EN EL TRANSPORTE
RELACION
CALIDAD
REMUNERACION
Capítulo 2.
Capítulo 2.
LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE
El Marco Regulatorio define al Transporte como una actividad independiente que, desde
el punto de vista técnico, constituye un monopolio natural caracterizado como servicio
público. Esta conceptualización no registraba antecedente alguno en la industria eléctrica
de nuestro país, y ha generado una compleja problemática que se comenta brevemente.
En principio, debe diferenciarse el Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión actividad que se desarrolla a través de un sistema de transmisión entre regiones eléctricas,
con tensiones determinadas - del Transporte de Energía Eléctrica por Distribución
Troncal, que es el que se realiza dentro de una misma región, a través de un sistema de
transmisión con tensiones distintas. Debe tenerse en cuenta siempre que, dada la condición
de monopolio natural de la actividad del Transporte, deben regularse los criterios de su
remuneración y el control de la calidad en la prestación del servicio, previéndose sanciones
por sus incumplimientos.
Cabe recordar que el proceso de privatización del segmento del transporte, se inició en
julio de 1993 con la privatización de la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en
Alta Tensión, TRANSENER S.A. La distribución troncal puede identificarse en cinco
grandes zonas de transporte regional: en enero de 1994 se privatizó Noroeste Argentina
(Transnoa S.A.), mientras que Noreste Argentino (Transnea S.A.) lo hizo en noviembre
de 1994, Patagonia (Transpa S.A.) en junio de 1994 y Cuyo (Distrocuyo S.A.) en enero de
1995. Por su parte Comahue (Transcomahue) fue cedida a las provincias de Río Negro y
Neuquén en agosto de 1993. Debe mencionarse además a Yacylec S.A., transportista
independiente en alta tensión, que opera las líneas que unen Yacyretá con la E.T.
Resistencia, que fue privatizada en setiembre de 1994.
La formación de los GUMA y los GUME
La Resolución S.E. N° 334 del 1° de noviembre de 1994 (Anexo 1), por la que se crean
y definen los Grandes Usuarios Mayores (GUMA) y los Grandes Usuarios Menores
(GUME), constituyó una innovación muy oportuna en la conformación del MEM.
25
capítulo dos LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE
En 1992, al transferirse a los concesionarios privados los servicios públicos de transporte
y distribución, las normas vigentes establecieron un módulo de potencia de 5.000 kW
para identificar los Grandes Usuarios, con posibilidades de contratar su abastecimiento
eléctrico libremente con un generador. Posteriormente, en octubre de 1993, se disminuyó
ese módulo a 1.000 kW y en noviembre de 1994, la Resolución 334 mencionada creó una
nueva categoría de usuarios, quedando el mercado libre constituido por Grandes Usuarios
Mayores, con potencia superior a 1.000 kW y Grandes Usuarios Menores , de 100 kW a
2.000 kW.
La diferencia entre ambos consiste en que los GUMA son actores plenos del MEM y se
relacionan directamente con CAMMESA, que administra su contrato con el generador.
Los GUME por su parte, mantienen una mayor relación con la empresa distribuidora.
Tanto para los GUMA como para los GUME corresponde el pago de un peaje por el
tránsito de la energía, que guarda relación con el valor agregado de distribución que
corresponda en cada caso.
Se advertirá que la Resolución mencionada de la Secretaría de Energía, como otras a las
que se hace referencia a lo largo del informe, tiene un claro sentido regulatorio, y está
encaminada a mejorar la competencia y a facilitar el tránsito de la energía.
La función técnica del transporte
La definición de la Función Técnica del Transporte, contenida en la Resolución de la
Secretaría de Energía N° 159 (Anexo 1) del 31 de mayo de 1994, estableció las bases
técnico-económicas del servicio de vinculación que cumplen las instalaciones eléctricas
de distribución, las que comunican físicamente a vendedores y compradores de energía
entre sí y con el MEM. De esta forma, se avanzó en el cumplimiento de una de las
premisas básicas del modelo vigente: la obligación de transportistas y distribuidores de
permitir el libre acceso de terceros a la capacidad remanente de sus redes, cobrando una
tarifa de trasporte.
En el mes de octubre de 1995, la Resolución 195 del ENRE (Anexo 1) precisó los
criterios de aplicación de la Función Técnica del Transporte, aclarando los conceptos
de «demanda contratada» y «capacidad de transporte remanente»; priorizando la obligación
de las distribuidoras con sus usuarios; disponiendo que se debe otorgar el acceso
requerido sin excepción alguna, y señalando que las ampliaciones que se realizaran,
debían asegurar el beneficio del conjunto del sistema. La Resolución ENRE 238 (Anexo
1) completó los alcances de la anterior.
26
LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE
De esta manera, el libre acceso de terceros a la red y la fijación de precios que provocan
eficiencia y standares de calidad mínimos en las etapas del Transporte, pasan a constituirse
en requisitos imprescindibles para que los beneficios resultantes de la competencia en
la etapa de producción, alcancen a los usuarios finales y el mercado eléctrico tenga un
buen desenvolvimiento.
La ampliación de la red de transporte
El sistema regulatorio establece que el libre acceso de terceros a la red no implica para
el transportista la obligación de atender toda la demanda, es decir que su responsabilidad
consiste en utilizar de manera óptima la capacidad de la instalación. Esa modalidad se
denomina "Open Access", expresión que implica para el prestador la responsabilidad de
dar acceso a sus instalaciones a todo aquel que lo solicite, aunque no de ampliar el
sistema por él operado. La ampliación por tanto, es una decisión cuya iniciativa corresponde
a otros actores reconocidos del mercado y expresa las condiciones en que éste opera. El
transportista debe mantener operable el sistema en condiciones óptimas durante cada
uno de los períodos de gestión que conforman el tiempo de la concesión para que éste
mantenga siempre condiciones máximas de eficiencia.
Ahora bien, el aumento constante de la demanda eléctrica convierte en necesaria la
expansión del sistema de transporte, que es el soporte físico del mercado. De manera
que se hace inevitable instrumentar reglas claras y justas para estimular mayores inversiones
en equipamientos y la construcción de nuevas instalaciones. He aquí el doble desafío:
resolver un problema técnico y asignar correctamente los costos de su solución.
La competencia que siempre debe procurarse, se establece a partir de la libre entrada y
salida de productores y consumidores en el mercado, por ello, cualquier traba innecesaria
en el acceso a la capacidad de transporte, puede constituirse en limitatoria de los fines
perseguidos por el modelo.
El Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte
de Energía Eléctrica, aprobado por Resolución S.E. Nº137/92 que integra el Anexo 16
de los Procedimientos emitidos por CAMMESA (Anexo 1), se aplica a los transportistas,
sean éstos de alta tensión o por distribución troncal. En él se define un procedimiento
ad-hoc para las ampliaciones, en las que intervienen varios actores - Transener, Distro,
Transportistas Independientes, Usuarios, CAMMESA, ENRE y la Secretaría de Energía
- con roles diferentes en distintas etapas. Cabe señalar que ante la eventualidad de una
27
capítulo dos
capítulo dos LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE
ampliación, dos son las cuestiones básicas a resolver: quién la decide y quién asume sus
costos.
El Artículo 11 de la Ley 24.065, establece que ningún transportista o distribuidor puede
comenzar la construcción y/u operación de instalaciones, sin obtener del ENRE un
Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública (CCNP). Sin embargo, los
procedimientos son distintos según la alternativa elegida, porque de lo que se trata en
definitiva, es de determinar quiénes pagarán los costos de la ampliación cuando quienes
la propusieron no acordaron asumirla.
Cabe señalar que en el Capítulo 5 se describen de forma suscinta las cuestiones debatidas
en las Audiencias Públicas celebradas el 16 y 17 de febrero de 1995, para resolver el
otorgamiento del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública de la ampliación
solicitada por las empresas «Hidroeléctrica El Chocón S.A.», «Hidroeléctrica Alicurá
S.A.» y «Turbine Power Co. S.A.», cuestión conocida por la opinión pública especializada
como «La cuarta línea». En el Anexo 1 se acompañan copias de las principales
Resoluciones del ENRE referidas a la capacidad y ampliaciones del Transporte en el
período bajo examen.
Régimen remuneratorio del sistema de transporte
El régimen remuneratorio del Transporte tiene en cuenta la obligada neutralidad del
transportista frente a los demás actores del mercado. Por ello, sus ingresos consisten en
un monto anual fijo, que se mantiene constante durante cada período de gestión, a partir
de una disponibilidad del 100% de sus equipos e instalaciones. Esto establece una
relación directa y necesaria entre la remuneración y la calidad de la prestación.
Este ingreso está compuesto por un cargo fijo que remunera la disponibilidad del
equipamiento, y un cargo variable por energía transportada, éste último estabilizado por
períodos quinquenales. Cabe señalar que, al penalizar económicamente las
indisponibilidades, éstas juegan a la manera de un incentivo inverso, tendiente a inducir
al concesionario a optimizar el mantenimiento de la red a su cargo.
La remuneración de las Concesionarias del Servicio Público de Transporte está integrada
por los siguientes conceptos:
a) Conexión: Son los ingresos que percibirá por operar y mantener, conforme a la calidad
de servicio requerida, todo el equipamiento de conexión y transformación dedicado a
vincular a sus usuarios directos o a otras transportistas con el Sistema de Transporte de
Energía Eléctrica. Por equipamiento de conexión se entiende: Transformador de rebaje
28
LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE
dedicado, Conexión en 500 kV, Conexión en 330 kV, Conexión en 132 kV, Conexión en
66 kV, Conexión en 33 kV, Conexión en 13,2 kV y menores.
b) Capacidad de Transporte: son los ingresos que percibirá por operar y mantener,
conforme a la calidad de servicio requerida, el equipamiento de transporte dedicado a
interconectar entre sí los distintos nodos del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica,
incluyendo el Sistema de Medición Comercial (SMEC). Por capacidad de transporte se
remunera: líneas de 500 kV, líneas de 330 kV, líneas de 220 kV, líneas de 132 kV, líneas
de 66 kV.
c) Energía Eléctrica Transportada: Son los ingresos que percibirá por la diferencia entre
el valor de la energía recibida en el nodo receptor y el de la suministrada en el nodo de
entrega, cuando los precios entre ambos nodos se diferencian por el valor marginal de
las pérdidas del transporte.
Adicionalmente, el Transporte en Alta Tensión percibirá ingresos por el valor de los
sobrecostos producidos a los consumidores vinculados a los nodos receptores por las
indisponibilidades de larga y corta duración del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica
en Alta Tensión existente, calculados con las tasas de indisponibilidad anuales y precios
de energía no suministrada. Esta remuneración es conocida como Función de la Potencia
Transportada.
La remuneración por Energía Eléctrica Transportada se fijará para cada período tarifario
y será la que surja del promedio de los ingresos anuales pronosticados por este concepto
para dicho período. Los cálculos de tales pronósticos serán realizados por CAMMESA y
elevados con opinión de la Concesionaria a aprobación del ENRE.
El cuadro que sigue es demostrativo de la evolución de las remuneraciones reconocidas
en la actividad del Transporte.
29
capítulo dos
30
DISTROCUYO S.A.
TRANSNEA S.A.
TRANSP
A SS.A
.A
TRANSPA
.A..
TRANSCOMAHUE
TRANSNOA S.A.
TRANSENER S.A.
EMPRESAS
—
—
—
1/5/95 - 31/10/95
1/11/95 - 30/4/96
—
1/11/95 - 30/4/96
—
—
1/5/95 - 31/10/95
1/11/94 - 30/4/95
—
Base - 18/1/95
—
1/11/94 - 30/4/95
—
1/11/95 - 30/4/96
Base - 15/11/94
—
1/5/95 - 31/10/95
—
1/11/95 - 30/4/96
—
—
1/5/95 - 31/10/95
—
—
1/11/94 - 30/4/95
Base - 16/06/94
—
1/5/94 - 31/10/94
1/11/94 - 30/4/95
—
—
—
1/11/95 - 30/4/96
1/11/93 - 30/4/94
—
1/5/95 - 31/10/95
Base - 1/8/93
—
$ 50,205
1/11/95 - 30/4/96
1/11/94 - 30/4/95
$ 49,745
1/5/95 - 31/10/95
—
$ 49,159
1/11/94 - 30/4/95
—
$ 48,784
1/5/94 - 31/10/94
Base 26/1/94
$ 48,260
1/11/93 - 30/4/94
1/5/94 - 31/10/94
$ 48,000
Base 17/7/93
500 kV
—
—
—
—
—
—
—
—
$ 46,791
$ 46,363
$ 45,818
$ 45,000
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
330 kV
$ 46,791
$ 46,363
$ 48,818
$ 45,000
$ 60,196
$ 59,647
$ 58,945
$ 58,500
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
$ 41,837
$ 41,454
$ 40,966
$ 40,654
$ 40,220
$ 40,000
220 kV
$ 44,712
$ 44,303
$ 43,781
$ 43,000
$ 57,624
$ 57,098
$ 56,426
$ 56,000
$ 44,712
$ 44,303
$ 43,781
$ 43,000
$ 44,712
$ 44,303
$ 43,781
$ 43,448
$ 43,233
$ 43,000
$ 44,712
$ 44,303
$ 43,781
$ 43,448
$ 43,000
—
—
—
—
—
—
132 kV
$ 44,712
$ 44,303
$ 43,781
$ 43,000
$ 57,624
$ 57,098
$ 56,426
$ 56,000
$ 44,712
$ 44,303
$ 43,781
$ 43,000
$ 44,712
$ 44,303
$ 43,781
$ 43,448
$ 43,233
$ 43,000
$ 44,712
$ 44,303
$ 43,781
$ 43,448
$ 43,000
—
—
—
—
—
—
66 kV
Capacidad de TTransporte
ransporte
$ x C/ 100 KM
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
$ 10,459
$ 10,364
$ 10,242
$ 10,163
$ 10,060
$ 10,000
500 kV
—
—
—
—
—
—
—
—
$ 5,199
$ 5,151
$ 5,091
$ 5,000
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
330 kV
$ 4,159
$ 4,121
$ 4,073
$ 4,000
$ 5,351
$ 5,302
$ 5,240
$ 5,200
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
$ 9,413
$ 9,327
$ 9,217
$ 9,147
$ 9,050
$ 9,000
220 kV
$ 2,080
$ 2,061
$ 2,036
$ 2,000
$ 2,675
$ 2,651
$ 2,620
$ 2,600
$ 2,080
$ 2,061
$ 2,036
$ 2,000
$ 2,080
$ 2,061
$ 2,036
$ 2,021
$ 2,011
$ 2,000
$ 2,080
$ 2,061
$ 2,036
$ 2,021
$ 2,000
$ 8,367
$ 8,291
$ 8,193
$ 8,131
$ 8,048
$ 8,000
132 kV
$ 2,080
$ 2,061
$ 2,036
$ 2,000
$ 2,675
$ 2,651
$ 2,620
$ 2,600
$ 2,080
$ 2,061
$ 2,036
$ 2,000
$ 2,080
$ 2,061
$ 2,036
$ 2,021
$ 2,011
$ 2,000
$ 2,080
$ 2,061
$ 2,036
$ 2,021
$ 2,000
—
—
—
—
—
—
66 kV
Conexión Salidas de:
$ x Hora
$ 1,560
$ 1,545
$ 1,527
$ 1,500
$ 2,007
$ 1,988
$ 1,965
$ 1,950
$ 1,560
$ 1,545
$ 1,527
$ 1,500
$ 1,560
$ 1,545
$ 1,527
$ 1,516
$ 1,508
$ 1,500
$ 1,560
$ 1,545
$ 1,527
$ 1,516
$ 1,500
—
—
—
—
—
—
33 kV
$ 1,560
$ 1,545
$ 1,527
$ 1,500
$ 2,007
$ 1,988
$ 1,950
$ 1,950
$ 1,560
$ 1,545
$ 1,527
$ 1,500
$ 1,560
$ 1,545
$ 1,527
$ 1,516
$ 1,508
$ 1,500
$ 1,560
$ 1,545
$ 1,527
$ 1,516
$ 1,500
—
—
—
—
—
—
13,2 kV
Trafos
E
.E
.T
E.E
.E.T
.T..
$ 0,156
$ 0,155
$ 0,153
$ 0,150
$ 0,206
$ 0,204
$ 0,202
$ 0,200
$ 0,156
$ 0,155
$ 0,153
$ 0,150
$ 0,156
$ 0,155
$ 0,153
$ 0,152
$ 0,015
$ 0,150
$ 0,156
$ 0,155
$ 0,153
$ 0,152
$ 0,150
$ 0,052
$ 0,052
$ 0,051
$ 0,051
$ 0,050
$ 0,050
x MVA
$ x Hora
$ 1.663.690
$ 1.648.468
$ 4.629.069
$ 1.600.000
$ 514.498
$ 509.800
$ 503.806
$ 500.000
$ 2.214.787
$ 2.194.523
$ 2.168.698
$ 2.130.000
$ 1.798.864
$ 1.782.406
$ 1.761.431
$ 1.747.978
$ 1.729.203
$ 1.719.887
$ 4.159.224
$ 4.121.169
$ 4.072.673
$ 4.042.667
$ 4.000.000
$ 57.526.424
$ 56.999.569
$ 56.328.531
$ 55.898.333
$ 55.297.917
$ 55.000.000
$ x año
capítulo dos LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE
LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE
Sanciones
Las sanciones han sido previstas para los casos en que algún equipo de las transportistas
sale de servicio. Son pasibles de penalización las indisponibilidades de líneas de
transmisión, transformadores, conexiones, y en el caso de la alta tensión, el equipamiento
de potencia reactiva.
Las normas establecen, para cada tipo de equipamiento indisponible, los parámetros a
tener en cuenta para el cálculo de la sanción y la forma de realizar dicho cálculo. Para
todos los casos, el cálculo de la sanción incluye el valor de remuneración del equipo
penalizado, la duración de la indisponibilidad y las condiciones de la misma, sea ésta
forzada o programada, autorizada o no.
Cabe señalar algunos de los temas que merecieron un examen particularizado:
indisponibilidades causadas por terceros; fallas en equipos de los usuarios; incorporación
de nuevo equipamiento por la transportista; salidas de líneas adyacentes; indisponibilidades
causadas por atentados; salida de equipamiento por potencia reactiva y casos de fuerza
mayor. Debe hacerse notar que el concepto de "indisponibilidad" necesita aún de una
reglamentación más ajustada.
En el Anexo 1 se acompañan copias de dos de las principales Resoluciones del Directorio
del ENRE Nº 142/94 y 219/95 con relación a la sanción por indisponibilidades del
Transporte. En los cuadros que siguen se resumen las sanciones aplicadas en el período
1994-1995.
31
capítulo dos
32
466
466
481
489
532
598
603
663
736
776
831
903
ENERO
FEBRERO
MARZO
ABRIL
MAYO
JUNIO
JULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
533
599
605
661
747
778
832
905
JUNIO
JULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
TO TAL AÑO
105/94
488
ABRIL
MAYO
85/95
63/95
46/95
09/95
168/94
158/94
167/94
139/94
104/94
105/94
510
488
FEBRERO
MARZO
—
—
EXPTE.
Nº
RES.
ENRE
170/95
ENERO
MES
RES.
ENRE
63/94
63/94
98/94
95/95
164/94
70/95
79/95
187/94
136/95
133/95
124/95
97/95
219/95
TRANSCOMAHUE
TTO
O TAL AÑO
EXPTE.
Nº
MES
TRANSENER SS.A
.A .
4-may-95
28-mar-95
9-mar-95
13-ene-95
7-nov-94
18-oct-94
7-nov-94
14-sep-94
4-ago-94
4-ago-94
4-ago-94
—
FE
CH
A
F EC
HA
31-ago-95
23-may-94
23-may-94
1-ago-94
23-may-95
20-oct-94
17-abr-95
25-abr-95
28-nov-94
27-jul-95
20-jul-95
6-jul-95
23-may-95
19-oct-95
FEC
CH
HA
FFE
ECHA
[$]
LINEAS
[$]
30.615,94
7.011,57
6.570,96
3.635,10
856,06
4.064,57
1.082,07
5.206,13
343,69
352,60
466,65
1.026,54
—
LINEAS
53.179,75
——
——
——
——
——
——
——
——
——
——
286.516,13
43.361,95
395.166,45
[$]
LINEAS
A CYLEC
YA
Y
1.183,91
330,22
43,43
766,78
766,78
4.745,83
193,19
193,19
277,75
38,40
21.781,86
148.252,34
68.701,08
16.965,76
[$]
T R A N S FF..
1.594,33
511,53
617,87
$ 675,72
675,72
642,95
$ 612,89
612,89
13,23
735,15
3.683,25
3.291,28
437,99
3.961,15
[$]
CONEX.
3.244,08
312,75
1.824,46
$2,337.63
2.337,63
4.693,45
$ 7,491.09
7.491,09
5.842,15
8.735,07
13.113,33
14.892,08
7.661,43
25.907,00
[$]
REACTIVO
[$]
177,98
18,40
3.731,77
87,08
1.022,57
953,24
828,99
86,45
121,75
151,97
48,93
—
CONEX.
10.105,45 7.229,13
635,99
3.412,55
2.431,67
945,20
187,57
1.372,44
36,06
279,58
205,00
339,29
260,10
—
[$]
T R A N S FF..
[$]
47.950,12
7.825,54
10.001,91
9.798,54
1.888,34
5.274,71
3.407,75
6.071,18
709,32
679,35
957,91
1.335,57
—
TTO
OTAL
Obervaciones
90.017,80 778.224,28264.047,33 16.777,34 96.054,52
28.443,98
——
——
——
——
——
——
——
——
——
——
2.997,04
11.351,75
47.225,03
[$]
SUPERVISIÓN
A Y
A CYLEC
YA
1.125.328,26
33.891,19
8.320,91
63.999,51
366,022.21
66.285,50
169.882,00
491,394.16
491.085,76
33.687,30
6.903,04
56.231,79
78.980,82
46.133,34
69.927,10
SANCIONES APLICADAS 1994
72.712,78
—
—
—
—
5.370,53
—
—
—
—
2.435,95
59.789,67
——
5.116,63
—
[$]
LINEAS
2,44
—
—
—
—
—
—
—
—
—
2,44
—
—
—
—
[$]
A TENT
ADOS
TENTADOS
CAD
CAD..
100,01
—
—
—
—
—
—
—
—
—
100,01
—
—
—
—
[$]
AISL.
2.443.264,76
121.537,24
9.475,41
66.485,27
766,78
75.436,16
179.964,23
0,00
499.382,93
39.820,43
18.950,06
154.599,90
245.416,52
128.050,47
903.379,36
[$]
TO T AL
capítulo dos LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE
—
—
—
604/94
662/94
746/94
777/94
833/94
906/95
ABRIL
MAYO
JUNIO
JULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
—
—
—
—
—
—
—
—
904/95
ABRIL
MAYO
JUNIO
JULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
TTO
O TAL AÑO
—
—
MARZO
—
ENERO
FEBRERO
EXPTE.
Nº
MES
TRANSP
A SS.A
.A .
TRANSPA
TO TAL AÑO
—
—
MARZO
—
ENERO
FEBRERO
EXPTE.
Nº
MES
86/95
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
RES.
ENRE
103/95
87/95
80/95
17/95
16/95
15/95
—
—
—
—
—
—
RES.
ENRE
TRANSNO
A SS.A
.A .
TRANSNOA
4-may-95
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
FECHA
13-jun-95
4-may-95
25-abr-95
31-ene-95
31-ene-95
31-ene-95
—
—
—
—
—
—
FECH
F ECHA
A
FEC
HA
[$]
28,44
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
[$]
LINEAS
54.690,47
10.227,75
7.797,62
6.734,16
7.965,52
14.269,15
7.696,27
—
—
—
—
—
—
LINEAS
[$]
—
28,44
273,56
—
—
—
—
—
—
—
—
—
[$]
273,56
—
237,30
0,00
[$]
0,00
7,11
[$]
59,75
[$]
SUPERVISIÓN
TRANSF.. ERSE
TRANSF
Rec. Resol. 177/95
Rec. Resol. 176/95
Rec.
Rec.
Rec.
Obervaciones
SUPERVISIÓN
.I. ERSE
LINEAS TT.I.
58.586,37
11.763,97
8.745,45
7.396,76
8.404,98
14.512,44
7.762,77
—
—
—
—
[$]
T O
TAL
OT
—
REACTIVO
547,53
29,22
55,33
267,07
73,04
60,51
237,30
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
[$]
62,36
—
—
—
—
—
—
CONEX.
CONEX.
$ 3.348,37
1.507,00
892,50
395,53
366,42
182,78
TRANSF
TRANSF..
—
[$]
4,14
—
—
—
—
—
—
T R A N S FF..
31,76
[$]
SUPERVISIÓN
SALID
AS ERSE
SALIDAS
637,92
637,92
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
[$]
TTO
OTAL
ENRE Nª 302/95.
Cargos por sup. Res.
Observaciones
LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE
33
capítulo dos
34
1411
1471
1553
1628
JULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
1410
1473
1554
1629
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
TTO
OTAL AÑO
DICIEMBRE
1272
1336
JULIO
MAYO
JUNIO
1111
1195
ABRIL
962
1020
MARZO
920
ENERO
FEBRERO
EXPTE.
Nº
MES
TRANSCOMAHUE
TTO
O TAL AÑO
DICIEMBRE
1271
1335
JUNIO
1110
1019
MARZO
1180
961
FEBRERO
MAYO
918
ENERO
ABRIL
EXPTE.
Nº
MES
TRANSENER SS.A
.A .
241/95
259/95
RES.
ENRE
304/95
203/95
RES.
ENRE
[$]
LINEAS
47.861,78
—
[$]
SUPERVISIÓN
A Y
A CYLEC
YA
245.172,28
—
[$]
LINEAS
A CYLEC
YA
Y
14-nov-95
2.952,77
2.158,43
[$]
T R A N S FF..
15.991,46 5.111,20
11.282,93
4.708,53
[$]
LINEAS
4.149,31
1.652,34
2.496,97
[$]
CONEX.
25.251,97
—
—
[$]
LINEAS
18.178,79 2.609,17
1.404,15
1.205,02
[$]
REACTIVO
Obervaciones
1.734,40
15.756,75
2.422,04
[$]
CONEX.
15.888,04
9.363,93
[$]
TO T AL
605,98
1.128,42
[$]
T R A N S FF..
70.016,08 47.861,78 245.172,28
20.820,20
49.195,88
28-nov-95
FEC
CH
HA
FE CHA
27-dic-95
10-oct-95
FFECH
FEC
ECHA
HA
A
SANCIONES APLICADAS 1995
—
—
[$]
ATENT
ADOS
TENTADOS
CAD
CAD..
—
—
[$]
AISL.
331.621,14
53.951,36
[$]
TO T AL
capítulo dos LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE
1420
1474
1555
1630
JULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
258/95
RES.
ENRE
1412
1479
1556
1631
JULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
TTO
OTAL AÑO
DICIEMBRE
1274
1338
JUNIO
1113
1022
MARZO
1197
964
FEBRERO
MAYO
917
ENERO
ABRIL
EXPTE.
Nº
MES
12/96
302/95
RES.
ENRE
TRANSP
A SS.A
.A
TRANSPA
.A..
TO TAL AÑO
DICIEMBRE
1273
1337
JUNIO
1112
1021
MARZO
1196
963
FEBRERO
MAYO
919
ENERO
ABRIL
EXPTE.
Nº
MES
TRANSNO
A SS.A
.A
TRANSNOA
.A..
4/01/96
27/12/95
FECHA
28-nov-95
FECH
A
FEC HA
[$]
948,82
4.613,54
4.672,60
[$]
0,00
LINEAS
T.I. ERSE
446,01
90,81
[$]
TRANSF
TRANSF..
6.726,93
6.726,93
[$]
T R A N S FF..
LINEAS
16.056,35
16.056,35
[$]
LINEAS
186,58
184,10
[$]
TRANSF
TRANSF..
T.I. ERSE
4.315,55
4.315,55
[$]
CONEX.
18,72
111,95
[$]
CONEX.
27.098,83
27.098,83
[$]
T O
TAL
OT
297,71
258,83
[$]
CONEX.
T.I. ERSE
Obervaciones
0,00
0,00
[$]
REACTIVO
1.153,39
1.168,15
[$]
46,65
46,02
[$]
74,43
7,11
[$]
43.817,85
42.516,57
[$]
SUPERVISIÓN SUPERVISIÓN SUPERVISIÓN T OT AL
.I. ERSE
TRANSF
TRANSF.. ERSE SALIDAS ERSE
LINEAS TT.I.
LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE
35
capítulo dos
TARIF
AS Y CALID
AD DEL SERVICIO EN EL SEGMENT
O DE LA DISTRIBUCION
ARIFAS
CALIDAD
SEGMENTO
Capítulo 3.
TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION
Capítulo 3.
capítulo tres
TARIF
AS Y CALID
AD DEL SERVICIO EN EL SEGMENT
O DE LA DISTRIBUCION
ARIFAS
CALIDAD
SEGMENTO
El desempeño del segmento de la distribución define la mayor o menor satisfacción
del usuario con el sistema eléctrico vigente. Se trata entonces de examinar ahora el
comportamiento de las tarifas a los usuarios finales en las áreas servidas por las
empresas EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A., en las que el ENRE, a
más de sus funciones regulatorias, ejerce las específicas de control de los Contratos
de las mencionadas concesionarias de la distribución de energía eléctrica.
El ENRE regula el mercado eléctrico y controla los contratos de concesión de las
empresas prestadoras. Las empresas concesionarias de la distribución están obligadas
a abastecer la totalidad de la demanda que les sea requerida en su jurisdicción. Este
abastecimiento debe efectuarse con la calidad adecuada que es la que, controlada,
no se penaliza. En este sentido, deben señalarse los siguientes temas:
a) En el sistema argentino la regulación se encara principalmente a partir del control
de resultados.
b) El control se entiende como una regulación específica, puntual y preestablecida,
destinada al estricto cumplimiento del Marco Regulatorio y los Contratos de
Concesión.
c) El ENRE no puede exigir a las empresas nada a lo que ellas no se hubieran
obligado al momento de hacerse cargo de la concesión. Tampoco puede eximirlas
del cumplimiento de sus obligaciones porque los índices de calidad del servicio, las
modalidades de medición y las normas sancionatorias, están preestablecidas en el
contrato que relaciona al concesionario con el estado.
d) El ENRE actúa conforme a técnicas de medición y control ya fijadas en las
Normas de Calidad del Servicio Público y Sanciones, Subanexo 4 de los respectivos
Contratos de Concesión, y controla : i) la calidad del producto técnico suministrado,
es decir, la tensión y las perturbaciones; ii) la calidad del servicio técnico prestado,
o sea, la frecuencia y duración de las interrupciones, iii) la calidad del servicio
comercial , en términos de satisfactoria atención al usuario, correcta facturación de
la prestación y cumplimiento estricto del Reglamento de Suministro. El
incumplimiento de los niveles de calidad comprometidos por la concesionaria, da
lugar a la aplicación de sanciones, que revierten económicamente en favor de los
usuarios afectados por el servicio defectuoso.
37
capítulo tres
TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION
Se considera que no es necesario hacer más referencias a aspectos concernientes a la
calidad del servicio, ya que éstos fueron suficientemente tratados en el Informe 93/
94. Sin embargo, para facilitar la lectura del presente informe, se adjuntan
nuevamente en el Volumen II la Ley 24.065 y su Decreto Reglamentario; las Normas
de Calidad del Servicio Público y Sanciones y El Reglamento de Suministro.
Igualmente se acompañan, en el Anexo 2, las Resoluciones del Directorio del
ENRE que sancionan los incumplimientos comprobados de las normas de calidad
de servicio, a las empresas EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A. durante
el período comprendido entre agosto de 1994 y diciembre de 1995.
Los cuadros que siguen revelan el comportamiento de los indicadores de calidad
del servicio técnico a lo largo de cuatro semestres.
Evolución de Indicadores de FFrecuencia
recuencia y Tiempo por kV
A
kVA
FMIK
(F
recuencia Media de Interrupción por kV
A)
(Frecuencia
kVA)
4.5
4
3.5
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
1º semestre
Eden o r
2º semestre
3º semestre
Edesu r
4º semestre
Edela p
TTIK
(Tiempo total de Interrupción por kVA)
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
1º semestre
Eden or
38
2º semestre
3º semestre
Edesu r
4º semestre
Edelap
TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION
Indicadores de Calidad de Servicio
EDELAP SS.A
.A
.A.. 1º, 2º,3º y 4º Semestre
FMIT
4.5
4
3.5
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
TTIT
16
14
12
10
8
6
4
2
0
1
2
3
4
1
2
FMIK
3
4
TTIK
3.5
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
1
2
3
4
L I MI T E T T I K 3º Y 4º se m e s
1
2
3
L I MI T E T T I K 1º Y 2º se m e s
4
E V O LU C I O N
EDENOR SS.A
.A
.A.. 1º, 2º,3º y 4º Semestre
FMIT
7
TTIT
12
6
10
5
8
4
3
6
2
4
1
2
0
1
2
3
4
0
1
2
FMIK
3
4
3
4
TTIK
4.5
4
3.5
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
8
7
6
5
4
3
2
1
1
2
3
L I MI T E T T I K 3º Y 4º se me s
4
0
1
L I MI T E T T I K 1º Y 2º se me s
2
E V O LU C I O N
EDESUR SS.A
.A
.A.. 1º, 2º,3º y 4º Semestre
FMIT
TTIT
4
14
3.5
3
12
2.5
2
8
1.5
1
4
10
6
2
0.5
0
0
1
2
3
FMIK
4
3.5
3
2.5
1
0.5
0
2
2
3
L I MI T E T T I K 3º Y 4º se m e s
4
3
4
3
4
TTIK
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
2
1.5
1
1
4
1
L I MI T E T T I K 1º Y 2º se m e s
2
E V O LU C I O N
39
capítulo tres
capítulo tres
TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION
Cabe señalar que del análisis de los montos de las multas aplicadas a las distribuidoras
en los períodos comparables -primer y tercer semestre de medición- surge la calidad
de la prestación del servicio público de electricidad en las áreas concesionadas por
las empresas, ha mejorado sensiblemente y se aproxima gradualmente a índices que
pueden considerarse satisfactorios.
EDENOR SS.A
.A
.A.. sobre un total de $ 8.857.752
EDESUR SS.A
.A
.A.. sobre un total de $ 5.586.047
EDELAP SS.A
.A
.A.. sobre un total de $ 543.252
40
TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION
Tarifas
En cuanto a las tarifas de la distribución eléctrica que afrontan los usuarios finales
de las Empresas EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A., sujetas a los
principios del Marco Regulatorio Eléctrico y al contralor del ENRE, debe señalarse
que mantuvieron estabilidad durante los últimos años, con tendencia a la baja.
Cabe aclarar que la menor reducción de precios de estas tarifas del mercado minorista,
con relación a la disminución de los precios mayoristas del MEM, se explica
básicamente, por el efecto moderador de la incidencia que tienen sobre los
movimientos de precios de la energía en el MEM, los siguientes factores:
- La existencia en la tarifa a los usuarios finales, de un componente definido como
fijo para cada período tarifario (cinco años), representativo de los costos propios de
distribución y que implica en promedio, alrededor de un 45% del valor tarifario al
usuario final.
- El efecto de la compra parcial de energía en el mercado a término, mediante
contratos transferidos a precio fijo que fueron establecidos con anterioridad a la
privatización por un período de ocho años, y que se corresponden aproximadamente
con la mitad de la demanda de estas distribuidoras.
La posibilidad de firmar contratos está explícitamente contemplada en la Ley 24.065,
particularmente en los artículos 6,10, 35 y 39. Los contratos son administrados por
CAMMESA en tanto, ante faltantes de energía en el MEM, los contratos adquieren
prioridad en el suministro. Cabe señalar que existen dos tipos básicos de contratos:
de abastecimiento de energía y de reserva fría. Los primeros contratos del actual
sistema fueron transferidos como parte de los paquetes privatizados de las empresas
distribuidoras EDELAP S.A., EDENOR S.A. y EDESUR S.A., con los generadores
Costanera, Puerto y San Nicolás.
El esquema de estos contratos es uniforme y compromete, durante un período de 8
años, una potencia media horaria a un precio monómico fijo en cada período anual.
Los contratos de Puerto y Costanera se dividen en partes iguales entre EDENOR
S.A. y EDESUR S.A., mientras que el restante liga la central San Nicolás con
EDELAP. Estos contratos representan aproximadamente alrededor del 50% del
consumo total de energía de EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A..
El Marco Regulatorio establece que las tarifas serán justas y razonables y deben
posibilitar una adecuada tasa de rentabilidad a aquellas empresas que operen con
eficiencia. Como el Ente no interfiere en la gestión empresaria, ni fija los montos,
41
capítulo tres
capítulo tres
TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION
lugar y oportunidad en los que las empresas efectúan sus inversiones - así como
tampoco controla la rentabilidad con las que operan - el control tarifario y el de la
calidad del servicio, constituyen el principal seguro que ha tomado el estado en
favor del usuario, frente a la prestación monopólica de un servicio público esencial.
La regulación ha previsto un cronograma de los cambios tarifarios durante el año
calendario, que contempla las programaciones estacionales de invierno y verano 1° de mayo y 1° de noviembre, respectivamente - y sus reprogramaciones el 1° de
agosto y el 1° de febrero. Se adjuntan en el Anexo 3 las Resoluciones del Directorio
del ENRE al respecto.
La evolución tarifaria
En los cuadros que siguen se muestra la evolución tarifaria producida durante los
meses de mayo, agosto y noviembre de 1994 y febrero, mayo, agosto y noviembre
de 1995, calculados en base a tarifas medias representativas de consumos típicos
constantes.
42
TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION
EDENOR S.A
Res. ENRE
Res. ENRE
Res. ENRE
Res. ENRE
Res. ENRE
Res. ENRE
Res. ENRE
Nº 42/94
Nº 110/94
Nº 185/94
Nº 23/95
Nº 92/95
Nº 146/95
Nº 235/95
MA
Y'94
MAY'94
A GO'94
NO
V'94
NOV'94
FEB'94
MA
Y'95
MAY'95
AGO'95
NO
V'95
NOV'95
T1-R1 CF
$-bim
4,51
3,70
4,13
4,06
3,98
3,86
4,16
T1-R1 CV
$/KWh
0,079
0,079
0,080
0,081
0,083
0,080
0,081
T1-R2 CF
$-bim
16,05
13,36
14,89
14,65
14,49
13,97
15,04
T1-R2 CV
$/KWh
0,041
0,046
0,044
0,045
0,048
0,047
0,045
T1-G1 CF
$-bim
8,39
6,47
7,47
7,3
7,09
6,81
7,49
T1-G1 CV
$/KWh
0,100
0,100
0,101
0,102
0,102
0,102
0,103
T1-G2 CF
$-bim
59,14
48,18
54,38
53,45
51,98
50,56
54,70
T1-G2 CV
$/KWh
0,069
0,074
0,072
0,074
0,074
0,075
0,073
T1-G3 CF
$-bim
155,8
131,03
146,23
144,37
140,56
137,46
147,26
T1-G3 CV
$/KWh
0,044
0,053
0,049
0,051
0,051
0,053
0,050
T1-AP
$/KWh
0,072
0,065
0,068
0,067
0,069
0,065
0,069
T2 CP
$/KW-mes
8,69
6,81
7,79
7,63
7,43
7,16
7,83
T2 CE
$/KWh
0,059
0,058
0,059
0,060
0,060
0,059
0,060
T3-BT CPP
$/KW-mes
9,10
7,22
8,20
8,04
7,84
7,57
8,25
T3-BT CPF
$/KW-mes
4,92
4,92
4,96
4,96
5,02
5,02
5,06
T3-BT CEP
$/KWh
0,040
0,039
0,040
0,039
0,052
0,039
0,042
T3-BT CER
$/KWh
0,038
0,037
0,039
0,040
0,037
0,039
0,038
T3-BT CEV
$/KWh
0,039
0,038
0,037
0,036
0,035
0,037
0,037
T3-MT CPP
$/KW-mes
5,87
4,09
5,00
4,85
4,63
4,37
4,98
T3-MT CPF
$/KW-mes
2,72
2,72
2,74
2,74
2,77
2,77
2,80
T3-MT CEP
$/KWh
0,038
0,037
0,038
0,037
0,049
0,037
0,040
T3-MT CER
$/KWh
0,036
0,036
0,037
0,038
0,035
0,037
0,037
T3-MT CEV
$/KWh
0,037
0,036
0,035
0,035
0,033
0,035
0,035
T3-AT CPP
$/KW-mes
3,79
2,09
2,95
2,80
2,57
2,32
2,89
T3-AT CPF
$/KW-mes
0,41
0,41
0,41
0,41
0,42
0,42
0,42
T3-AT CEP
$/KWh
0,037
0,036
0,036
0,036
0,047
0,036
0,038
T3-AT CER
$/KWh
0,034
0,034
0,035
0,036
0,034
0,035
0,035
T3-AT CEV
$/KWh
0,035
0,034
0,034
0,033
0,032
0,034
0,034
43
capítulo tres
capítulo tres
TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION
EDESUR S.A
Res. ENRE
Nº 52/94
Res. ENRE
110/94
Res. ENRE
Nº 185/94
Res. ENRE
Nº 23/95
Res. ENRE
Nº 92/95
Res. ENRE
Nº146/95
Res. ENRE
Nº235/95
MA
Y‘94
MAY‘94
AGO‘94
NO
V‘94
NOV‘94
FEB‘95
MA
Y‘95
MAY‘95
AGO ‘95
NO
V ‘95
NOV
T1-R1 CF
$-bim
4,52
3,74
4,15
4,12
4,04
3,89
4,19
T1-R1 CV
$/KWh
0,080
0,079
0,080
0,081
0,083
0,081
0,081
T1-R2 CF
$-bim
16,10
13,51
14,97
14,84
14,7
14,06
15,12
T1-R2 CV
$/KWh
0,041
0,047
0,044
0,045
0,047
0,047
0,045
T1-G1 CF
$-bim
8,43
6,56
7,52
7,44
7,24
6,87
7,56
T1-G1 CV
$/KWh
0,101
0,101
0,101
0,102
0,102
0,103
0,103
T1-G2 CF
$-bim
59,36
48,80
54,70
54,26
52,89
50,96
55,15
T1-G2 CV
$/KWh
0,069
0,074
0,072
0,073
0,074
0,075
0,073
T1-G3 CF
$-bim
156,27
132,50
146,82
145,94
142,49
138,05
147,99
T1-G3 CV
$/KWh
0,044
0,053
0,049
0,05
0,051
0,053
0,050
T1-AP
$/KWh
0,073
0,066
0,068
0,068
0,071
0,068
0,070
T2 CP
$/KW-mes
8,73
6,90
7,85
7,77
7,57
7,22
7,9
T2 CE
$/KWh
0,059
0,059
0,059
0,060
0,060
0,060
0,060
T3-BT CPP
$/KW-mes
9,14
7,31
8,26
8,18
7,99
7,64
8,32
T3-BT CPF
$/KW-mes
4,92
4,92
4,96
4,96
5,02
5,02
5,06
T3-BT CEP
$/KWh
0,040
0,040
0,040
0,039
0,051
0,039
0,041
T3-BT CER
$/KWh
0,038
0,038
0,039
0,040
0,038
0,039
0,039
T3-BT CEV
$/KWh
0,039
0,039
0,037
0,038
0,037
0,040
0,039
T3-MT CPP
$/KW-mes
5,91
4,18
5,05
4,98
4,76
4,43
5,05
T3-MT CPF
$/KW-mes
2,72
2,72
2,74
2,74
2,77
2,77
2,80
T3-MT CEP
$/KWh
0,038
0,038
0,038
0,037
0,049
0,037
0,039
T3-MT CER
$/KWh
0,036
0,036
0,037
0,038
0,036
0,037
0,037
T3-MT CEV
$/KWh
0,037
0,037
0,036
0,036
0,035
0,038
0,038
T3-AT CPP
$/KW-mes
3,82
2,18
2,99
2,92
2,7
2,38
2,95
T3-AT CPF
$/KW-mes
0,41
0,41
0,41
0,41
0,42
0,42
0,42
T3-AT CEP
$/KWh
0,037
0,036
0,036
0,036
0,047
0,036
0,037
T3-AT CER
$/KWh
0,035
0,035
0,035
0,036
0,034
0,036
0,035
T3-AT CEV
$/KWh
0,036
0,035
0,034
0,035
0,034
0,036
0,036
44
TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION
EDELAP S.A
Res. ENRE
Nº 50/94
Res. ENRE
Nº 110/94
Res. ENRE
Nº 186/94
Res. ENRE
Nº 25/95
Res. ENRE
Nº92/95
Res.en trám.
Res. ENRE
Nº 235/95
MA
Y‘94
MAY‘94
A GO‘94
NO
V‘94
NOV‘94
FEB´95
MA
Y'95
MAY'95
AGO´95
NO
V´95
NOV´95
T1-R1 CF
$-bim
4,56
3,67
4,16
4,15
4,02
3,73
4,08
T1-R1 CV
$/KWh
0,079
0,079
0,079
0,078
0,082
0,079
0,079
T1-R2 CF
$-bim
16,22
13,25
15,01
15
14,68
13,50
14,80
T1-R2 CV
$/KWh
0,040
0,047
0,042
0,041
0,046
0,046
0,043
T1-G1 CF
$-bim
8,52
6,39
7,54
7,53
7,18
6,50
7,30
T1-G1 CV
$/KWh
0,100
0,100
0,100
0,099
0,100
0,101
0,100
T1-G2 CF
$-bim
59,78
47,68
54,77
54,76
52,44
48,54
53,54
T1-G2 CV
$/KWh
0,068
0,074
0,071
0,07
0,071
0,075
0,072
T1-G3 CF
$-bim
157,27
130,13
147,31
147,53
141,97
132,84
144,98
T1-G3 CV
$/KWh
0,043
0,053
0,047
0,047
0,049
0,053
0,048
T1-AP
$/KWh
0,072
0,063
0,066
0,064
0,067
0,061
0,065
T2 CP
$/KW-mes
8,82
6,74
7,86
7,86
7,52
6,85
7,64
T2 CE
$/KWh
0,058
0,058
0,057
0,057
0,058
0,057
0,057
T3-BT CPP
$/KW-mes
9,23
7,15
8,28
8,27
7,93
7,27
8,06
T3-BT CPF
$/KW-mes
4,92
4,92
4,96
4,96
5,02
5,02
5,06
T3-BT CEP
$/KWh
0,040
0,039
0,039
0,037
0,054
0,039
0,041
T3-BT CER
$/KWh
0,038
0,038
0,037
0,037
0,035
0,037
0,036
T3-BT CEV
$/KWh
0,037
0,035
0,034
0,032
0,030
0,033
0,032
T3-MT CPP
$/KW-mes
5,99
4,02
5,07
5,06
4,71
4,09
4,8
T3-MT CPF
$/KW-mes
2,72
2,72
2,74
2,74
2,77
2,77
2,80
T3-MT CEP
$/KWh
0,038
0,037
0,037
0,035
0,051
0,037
0,039
T3-MT CER
$/KWh
0,036
0,036
0,035
0,035
0,034
0,036
0,034
T3-MT CEV
$/KWh
0,035
0,033
0,032
0,031
0,029
0,031
0,031
T3-AT CPP
$/KW-mes
3,91
2,03
3,01
3,00
2,65
2,05
2,72
T3-AT CPF
$/KW-mes
0,41
0,41
0,41
0,41
0,42
0,42
0,42
T3-AT CEP
$/KWh
0,037
0,036
0,035
0,034
0,049
0,035
0,038
T3-AT CER
$/KWh
0,034
0,034
0,034
0,034
0,032
0,034
0,033
T3-AT CEV
$/KWh
0,034
0,032
0,031
0,03
0,028
0,030
0,029
45
capítulo tres
TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION
La secuencia de las decisiones que conducen a la fijación del cuadro tarifario, en
cada una de las oportunidades en que corresponde su modificación, es la siguiente:
1. Programación Estacional Provisoria hecha por CAMMESA
2. Observaciones de los actores del MEM
3. Programación estacional definitiva de CAMMESA
4. Resolución de la Secretaría de Energía aprobándola
5. Determinación de parámetros adicionales (precio contratos, ajustes, etc.)
6. Cálculo de tarifas por parte de las distribuidoras
7. Aprobación del cálculo de tarifas por parte del ENRE
8. Publicación de los cuadros tarifarios
Precios del MEM
40
35
30
25
$/MWh
capítulo tres
20
15
10
PRECIO ENERGIA
PRECIO MONÓMICO
5
0
Jul-94
Sep-94
Nov-94
Jan-95
Mar-95
PRECIO MONOMICO: PRECIO ENERGIA + PRECIO POTENCIA
Evolución de TTarifas
arifas Distribución - EDENOR SS.A
.A
.A..
100. 00
95.00
90.00
85.00
80.00
75.00
70.00
65.00
60.00
55.00
50.00
Mayo '94
Noviembre '9 4
T ar ifa 1 - R
46
Mayo ´95
Ta ri fa 3
Noviembre '9 5
T otal
May-95
Jul-95
Sep-95
Nov-95
TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION
Evolución de TTarifas
arifas Distribución - EDESUR SS.A
.A
.A..
100.00
95.00
90.00
85.00
80.00
75.00
70.00
65.00
60.00
Mayo '94
Noviembre '94
T ar ifa 1 - R
Mayo ´95
Noviembre '95
Ta ri fa 3
T otal
Evolución de TTarifas
arifas Distribución - EDELAP SS.A
.A
.A..
100.00
95.00
90.00
85.00
80.00
75.00
70.00
65.00
60.00
55.00
50.00
Mayo '94
Noviembre '94
T ar ifa 1 - R
Mayo ´95
Ta ri fa 3
Noviembre ´95
T otal
47
capítulo tres
LA PRO
TECCION AL USU
ARIO
PROTECCION
USUARIO
Capítulo 4.
LA PROTECCION AL USUARIO
Capítulo 4.
LA PRO
TECCION AL USU
ARIO
PROTECCION
USUARIO
El control antimonopólico y la defensa del consumidor
La década actual contempla un encuadramiento institucional más exigente en
materia de derechos y obligaciones de prestadores y usuarios de los servicios públicos.
Las privatizaciones han generado una nueva realidad, ya que los mencionados
servicios se encuentran en manos de empresas privadas que aportan capitales de
riesgo, destinados a mejorar estos servicios con expectativas de una razonable utilidad.
Si bien nuestro país no cuenta con una tradición legislativa y jurisprudencial muy
arraigada en esta materia, el tema ha merecido la sanción de tres Leyes 11.210,
12.906 y 22.262, de las cuales la última es la que específicamente norma el tema en
cuestión, ya que es la Ley de Defensa de la Competencia. La Ley 24.065 de Marco
Regulatorio del mercado eléctrico, confiere al ENRE la responsabilidad de entender
en esta materia en lo que hace a los agentes del sector.
Desde otra perspectiva, los intereses de los consumidores en general, cualquiera sea
la forma jurídica o económica de los proveedores de bienes o servicios en un mercado
dado, son contemplados con la sanción de la Ley 24.240 denominada de Defensa
del Consumidor, la que, junto con la 22.262 de Defensa de la Competencia y la
22.802 de Lealtad Comercial, constituyen una trilogía que en parte se complementa,
y en parte cumple cada una con una función independiente.
Es importante señalar también que en la reforma constitucional llevada a cabo en
agosto de 1994, se han incluido expresamente los “derechos del consumidor y del
usuario” (art.42) lo que implica además la posibilidad de presentar “acción de
amparo” y recursos de “habeas data” y “habeas corpus” (art.43).
Corresponde agregar que el Art. 86 de la Constitución reformada crea la figura del
Defensor del Pueblo, órgano independiente instituido en el ámbito del Congreso
de la Nación, para la protección de los derechos, garantías e intereses de los
ciudadanos. A partir de su designación el Defensor del Pueblo ha desarrollado una
49
capítulo cuatro
capítulo cuatro LA PROTECCION AL USUARIO
intensa gestión en lo concerniente al servicio público de electricidad y mantiene
con el ENRE una relación permanente y fluida.
El texto de la Ley 24.240 contempla y alienta la creación de asociaciones de
consumidores, como figuras necesarias para un control eficaz de las prácticas
comerciales que puedan resultar lesivas de los derechos del público. Asimismo,
contempla algunos principios de carácter general con relación a los usuarios de
servicios públicos domiciliarios - Artículos 25 al 31 - como la constancia escrita de
los alcances del servicio, la reciprocidad de trato, el registro de reclamos, la seguridad
de las instalaciones, los instrumentos y unidades de medición, la interrupción de la
prestación del servicio y la facturación de consumo excesivo. El Artículo 25 también
establece que "los servicios públicos domiciliarios con legislación específica y cuya
actuación sea controlada por los organismos que ella contempla, serán regidos por
esas normas, aplicándose la presente Ley supletoriamente".
Es importante entonces tener en cuenta que la resolución de situaciones relativas a
otras actividades, constituye un punto de referencia valioso para cubrir eventuales
vacíos o brindar apoyo interpretativo, a fin de dilucidar conflictos en el mercado
eléctrico.
El ENRE como autoridad de aplicación de la Ley 24.065, debe regular el
funcionamiento del mercado eléctrico, fiscalizar y sancionar las conductas que se
aparten de las reglas del juego establecidas y dirimir, en instancia administrativa,
los conflictos que surjan entre los agentes del mercado, y entre éstos y los usuarios.
Las Resoluciones que en ejercicio de estas funciones dicta el ENRE, están sujetas a
un primer control de legalidad cuando así lo solicitan las partes, mediante el llamado
“recurso de alzada” ante la Secretaría de Energía y Transporte, así como también a
un control más amplio del Poder Judicial, a través del “recurso directo” ante la
Cámara Nacional en lo Contencioso Administrativo Federal.
El sistema así diseñado permite que cuando las actuaciones acceden a la instancia
judicial, lo hagan munidas de un valioso enfoque sistémico suministrado por el
ENRE a través de la integración multidisciplinaria de los aspectos técnicos,
económicos y jurídicos.
Es interesante destacar que a lo largo de casi tres años, las instacias de revisión
-tanto administrativa como judicial- han venido ratificando las decisiones tomadas
por el ENRE. Ello muestra el acierto de la creación del Ente como primera instancia
50
LA PROTECCION AL USUARIO
administrativa caracterizada por su especificidad técnico-económica y sometida a
las exigencias de los principios jurídicos de igualdad ante la ley, respeto al debido
proceso y otros igualmente valiosos, propios de la vigencia del estado de derecho.
Por vía de ejemplo se reseñan algunos de los casos que, resueltos por el ENRE, han
merecido plena conformidad judicial. En un caso, el ENRE impuso a una
concesionaria distribuidora de electricidad, una multa de $333.348 por
incumplimiento en sus obligaciones de relevar y procesar la información que,
conforme a lo dispuesto en el Contrato de Concesión, tiene que brindar al Ente a
los fines de un adecuado control de calidad del producto técnico con que la
electricidad se suministra a los usuarios, donde esta calidad hace referencia a los
niveles de tensión con la que se entrega la energía. La Cámara de Apelaciones en lo
Contencioso Administrativo Federal, en sentencia del 16 de agosto de 1995 confirmó
la multa aplicada 1 . Similar confirmación judicial recibió, el 9 de octubre de 1995,
otra multa de $ 343.104 por la misma causa 2.
En otro caso, la distribuidora apeló las sanciones que le fueran impuestas por la
suspensión del servicio público a un conjunto de habitantes del Gran Buenos Aires.
El recurso fue declarado formalmente improcedente por la Cámara, el 9 de agosto
de 1995 3. Como último ejemplo se señala que, oportunamente, el ENRE dictó la
Resolución Nº 14/93, la cual era de especial relevancia ya que establecía todas las
exigencias que las distribuidoras debían cumplir, a los fines de permitir el control
de calidad de producto técnico con el que se suministra la electricidad. Una
distribuidora, estimando que esas exigencias eran muy rigurosas, recurrió ante la
Cámara de Apelaciones, la que el 5 de septiembre de 1995, confirmó en todas sus
partes lo resuelto por el ENRE 4.
Los servicios del ENRE
El ENRE cuenta con un sector especialmente dedicado a recibir y atender las
consultas y reclamos que los usuarios deseen efectuar. Los interesados acceden a él
por vía telefónica gratuita o haciendo llegar su presentación por escrito, sea por
medio postal o fax. Cabe señalar que, a la vez que el usuario formula una queja a la
distribuidora, dicha queja ingresa también al ENRE, dando lugar al reclamo.
Como resultado de estas distintas vías de recepción de las inquietudes planteadas
por los usuarios, el ENRE ha recibido desde el comienzo de sus actividades, en
mayo de 1993 y hasta el 31 de diciembre de 1995, un promedio de 1100 reclamos
1
2
3
4
Autos: "EDESUR S.A. c/ENRE s/Resolución ENRE Nº 18/95 - Causa Nº 4194/95" Cam. citada, Sala V.
Autos: "EDESUR S.A. c/ENRE s/Resolución ENRE Nº39/95 - Causa Nº 14.971/95" , Cam. citada, Sala IV.
Autos: "EDESUR S.A. c/ENRE s/Resolución ENRE Nº7/93 - Causa Nº 16.708/93" Cam. citada, Sala II.
Autos: "EDENOR S.A. c/ESTADO NACIONAL - Causa Nº 34.424/94" Cam. citada, Sala I.
51
capítulo cuatro
capítulo cuatro LA PROTECCION AL USUARIO
por mes. Debe tenerse en cuenta que, en general, éstos se producen tanto porque el
usuario no ha encontrado respuesta en las concesionarias de los servicios, como
porque plantean el tema directamente al ENRE, ya que estas dos posibilidades
están previstas en las normas.
La problemática abarcada por los reclamos que el Ente recibe y tramita está referida,
en lo fundamental, a las cuestiones de calidad, en sus tres aspectos: la calidad del
producto técnico, es decir, la tensión; la calidad del servicio técnico, o sea las
interrupciones que sufre el suministro, y la calidad comercial. Al aporte de la
información obtenida a través de la relación con los usuarios, se suma la recogida
por otras fuentes, lo que le permite al Ente llevar a cabo la tarea de monitorear la
calidad del servicio en sus aspectos técnicos y aplicar -en los casos que correspondalas sanciones previstas en los Contratos de Concesión.
La gama de situaciones conflictivas en la relación entre el usuario y la prestadora
del servicio que se refieren a la calidad comercial es muy amplia, señalándose a
continuación las situaciones más comunes: error en el encuadramiento tarifario del
usuario; problemas en la recepción de facturas; demoras en el nuevo suministro,
dificultades para el cambio de titularidad; mal funcionamiento del medidor;
apropiación indebida de energía; daños causados en artefactos eléctricos por
oscilaciones o picos de tensión; etc. Para este último caso, el Directorio del ENRE
aprobó un procedimiento especial, publicado en los Boletines Oficiales Nº 28.063
y 28.195 en los que se establecen las normas de procedimiento para su tratamiento.
Desde la creación del Ente han ingresado 1307 reclamos en este sentido, de los
cuales 1046 han sido resueltos y 261 están en trámite. De los 1046 resueltos se hizo
lugar al 60% de los casos, se decretó la caducidad del procedimiento en un 5,4%, se
tuvieron por desistidos el 1%, se declaró la incompetencia del ENRE en un 0,2% y
se rechazó el 33%.
Mención especial debe hacerse de aquellas presentaciones y denuncias de usuarios
referidas a situaciones que puedan poner en riesgo la seguridad pública, como postes
quebrados, cables cortados, conexiones expuestas, etc. La gravedad que puede resultar
asociada a estos casos, impuso al ENRE la necesidad de habilitar un mecanismo ágil
para la tramitación de denuncias de esta naturaleza. Cabe señalar que cada reclamo
da lugar a la emisión de una Cédula de Notificación que, a la vez que intima a la
Concesionaria a dar inmediata solución al problema, formula cargos con vistas a la
aplicación de las sanciones que el Contrato de Concesión prevé para estos casos.
52
LA PROTECCION AL USUARIO
Finalmente, debe destacarse que en diciembre de 1994, el Ente Nacional Regulador
de la Electricidad, el Ente Nacional Regulador del Gas, el Ente Tripartito de Obras
y Servicios Sanitarios y la Comisión Nacional de Telecomunicaciones firmaron un
Convenio de Colaboración y Administración, por medio del cual se creó una Oficina
de Atención, en el barrio de Flores, para integrar los servicios y así facilitar a los
usuarios los trámites que se relacionan con dichos Organismos.
Instalaciones domiciliarias. Seguridad pública
De acuerdo con lo establecido por la Ley 24.065, el ENRE debe atender los
problemas de seguridad eléctrica en los inmuebles y el medio ambiente, y la seguridad
pública en la construcción y operación de los sistemas de distribución y usuarios de
la electricidad.
En cumplimiento de estas obligaciones, el ENRE ha dictado la Resolución Nº
171/95 (Anexo 4), por la cual se preserva la seguridad pública, estableciendo las
condiciones en que deberán desarrollarse los trabajos en la vía pública sobre redes
e instalaciones subterráneas de Baja, Media y Alta Tensión. Igualmente se toman
disposiciones para el cerramiento de los centros de transformación destinados a
impedir el acceso a personas ajenas a las empresas distribuidoras.
La Resolución ENRE Nº 207/95 (Anexo 4), por la cual se adopta la Reglamentación
para la Ejecución de Instalaciones Eléctricas en Inmuebles de la Asociación
Electrotécnica Argentina, comenzará a regir a partir de junio de 1996. Como tarea
complementaria se definieron conceptualmente los criterios para la elaboración de
un Sistema de Habilitación de Instaladores Eléctricos, para lo cual se tomó contacto
con la Facultad Regional Buenos Aires de la Universidad Tecnológica Nacional,
para la elaboración de una propuesta conforme a los fines indicados.
Simultáneamente, los trabajos efectuados por las distribuidoras en la vía pública
fueron controlados a través de visitas periódicas a sus cabeceras operativas,
verificándose el cumplimiento de las disposiciones vigentes. Igualmente se
suscribieron convenios con las Universidades de Buenos Aires y La Plata destinados
a cumplimentar estas responsabilidades de control a través de su tercerización por
organismos calificados.
53
capítulo cuatro
AUDIENCIAS PUBLICAS
Capítulo 5.
AUDIENCIAS PUBLICAS
Capítulo 5.
AUDIENCIAS PUBLICAS
Como ya se dijo en el Informe Anual 1993-1994, el tratamiento de este tema
constituye una profunda innovación en el sistema legal administrativo argentino y
está íntimamente relacionado con la legítima pretensión participativa de los usuarios
por conocer, en el momento oportuno, los asuntos que conciernen al interés
público.
Las Audiencias Públicas por un lado establecen una metodología de esclarecimiento
de ciertas cuestiones a través de la participación pública de los interesados o afectados
y, por otra parte, intentan una administración del interés comun que siempre se
presentó alejada y extraña a los problemas cotidianos de los ciudadanos como es,
por ejemplo, el servicio eléctrico. Se procura que los usuarios visualicen el sistema
como propio y creado con vistas a la adecuada satisfacción de sus legítimos intereses,
para generar confianza en este nuevo instrumento de concientización comunitaria.
El Legislador ha previsto diversas circunstancias de aplicación de las Audiencias
Públicas, como por ejemplo:
a) La modificación de las tarifas a solicitud de transportistas y distribuidores
b) La irrazonabilidad en las tarifas, cuando los usuarios las aleguen
c) La ampliación de los sistemas de transporte y distribución
d) La fusión de empresas transportistas o distribuidoras
e) Las conductas contrarias a la libre competencia o el abuso de una posición
dominante, lo que comunmente se denomina monopolio.
El requisito de Audiencia Pública sirve tanto al interés general para que no se
produzcan actos ilegítimos, como al interés de los particulares que, de esta manera,
pueden hacer conocer sus argumentos y pruebas antes de la toma de una decisión
determinada. Asimismo, permite a las autoridades públicas disminuir el riesgo de
posibles errores de hecho o de derecho en sus decisiones, con el consiguiente
beneficio de la eficacia de sus acciones y el consenso que ellas puedan obtener de la
comunidad. Sin duda, resulta mucho más difícil tener que revocar una decisión
errónea a través de recursos o acciones administrativas o judiciales, que impedir
55
capítulo cinco
capítulo cinco AUDIENCIAS PUBLICAS
que ella se produzca, mediante la oportuna introducción de medios conducentes
de prueba y los consiguientes argumentos de hecho y de derecho.
El principio legal de la Audiencia Pública es de raigambre constitucional y debe
por ello ser aplicado con el cuidado y atención que una cláusula constitucional de
tal envergadura merece, sobre todo, porque su violación o insuficiente e inadecuado
cumplimiento, podría eventualmente constituir caso federal suficiente para concurrir
por ante la Corte Suprema de Justicia y obtener la nulidad del acto, dictado en
transgresión de un procedimiento constitucional y expresamente requerido por la
Ley.
En resumen, la Audiencia Pública es un mecanismo idóneo de formación de consenso
en la opinión pública respecto de la juridicidad y conveniencia del obrar del estado,
así como una garantía objetiva de transparencia de los procedimientos estatales
respecto de los concesionarios.
De conformidad con las disposiciones de la Ley 24.065, y de acuerdo con el
procedimiento fijado en el Reglamento de Audiencias Públicas aprobado mediante
Resolución ENRE Nº 39/94, se han celebrado, en el lapso que va desde mediados
de 1994 hasta diciembre de 1995, diecinueve Audiencias Públicas, tal como lo muestra
el cuadro al final del Capítulo.
Cabe realizar un comentario especial respecto de las Audiencias Públicas celebradas
los días 16 y 17 de febrero de 1995, convocadas en los expedientes ENRE Nº 668/
94 y Nº 809/94 respectivamente, con el objeto de considerar el otorgamiento del
Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública, para la ampliación de la capacidad
de transporte del corredor Comahue-Buenos Aires, mediante el tendido de una
cuarta línea en el primero de ellos, y mediante el reemplazo de los capacitores
serie de las estaciones transformadoras de Puelches y Henderson, en el segundo.
Las normas específicas que rigen las Audiencias Públicas son el Artículo 11 y
concordantes de la Ley 24065, su Decreto Reglamentario 1398/92, la Resolución
S.E. Nº 61/92, con sus modificatorias y complementarias y las Resoluciones del
ENRE 39/94 y 7/95. En el caso de ampliaciones de los sistemas de transporte de
energía eléctrica, la secuencia que debe cumplimentarse se describe en el esquema
que sigue:
56
AUDIENCIAS PUBLICAS
Ampliación de la Capacidad de Transporte por Concurso Público
Ampliación de la Capacidad de TTransporte
ransporte por Contrato entre PPartes
artes
57
capítulo cinco
capítulo cinco AUDIENCIAS PUBLICAS
Siguiendo el procedimiento establecido en el Título III del Reglamento de Acceso
a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía
Eléctrica, las Empresas Hidroeléctrica El Chocón S.A. e Hidroeléctrica Alicurá
S.A., solicitaron a Transener S.A. - titular del sistema de transporte correspondientela ampliación de la capacidad de transporte del corredor Comahue-Buenos Aires,
mediante la construcción, operación y mantenimiento de una línea de 500 kV,
conectando las estaciones transformadoras de Piedra del Aguila y Abasto, pasando
por las instalaciones de Choele Choel, Bahía Blanca y Olavarría. Posteriormente,
la empresa Turbine Power S.A. adhirió a la solicitud de ampliación. Estas empresas
cumplían con el requisito de ser agentes reconocidos del MEM, tal como lo solicita
la reglamentación, para poder presentar una solicitud de ampliación.
Según lo establecido en el Artículo 15 del Reglamento en cuestión, los solicitantes
presentaron un estudio ante el ENRE, justificando la variabilidad del canon.
Igualmente, de acuerdo a la reglamentación vigente y en cumplimiento de sus
obligaciones, Transener S.A. solicitó a CAMMESA el estudio técnico de
identificación de los beneficiarios de la ampliación, y de la proporción en que cada
uno debía participar en el prorrateo de los costos de amortización. Dado que los
solicitantes cumplían con el requisito del mínimo del 30% de participación en los
beneficios de la ampliación - establecido por la reglamentación para estos casos Transener S.A. elevó al ENRE la solicitud de emisión del Certificado de
Conveniencia y Necesidad Pública, presentada junto con su correspondiente
informe técnico.
El ENRE evaluó la solicitud de ampliación y, considerando que la misma reunía
las exigencias establecidas en el Artículo 19 del Reglamento, realizó la Convocatoria
a la Audiencia Pública. Durante la misma, realizada el día 17 de febrero de 1995, se
plantearon las discrepancias existentes entre las distintas empresas generadoras de
la región Comahue, respecto de la conveniencia del mecanismo a adoptar para la
ampliación de la capacidad de transporte de esa zona de importante generación
hidroeléctrica, que ha experimentado un notable incremento en la potencia instalada
a partir de la privatización de sus centrales hidroeléctricas.
Ante la oposición que plantearon los eventuales beneficiarios, en vistas de que no
existían beneficios para los generadores que les permitieran afrontar el canon
propuesto, y dado que esta oposición alcanzaba al 34.18% del total, la solicitud de
ampliación finalmente debió ser rechazada por el ENRE, de acuerdo con los
términos del Art. 21 del Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y
58
AUDIENCIAS PUBLICAS
Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica aprobado por
Resolución S.E. Nº 137/92 y modificatorias.
Es interesante analizar en qué circunstancias un grupo de generadores tuvo la
iniciativa de construir la "cuarta línea" considerando que constituía un
emprendimiento interesante, y cómo, simultáneamente, quienes eran considerados
los eventuales beneficiarios de la obra, se opusieron a su realización. En principio,
habría que tener en cuenta que, cuando existe insuficiencia en la capacidad de
transporte, como sucede entre el Comahue y Buenos Aires, los precios reflejan esa
insuficiencia porque el vínculo se congestiona, es decir, se puede considerar que
cuando el vínculo es vulnerable se introducen pérdidas elevadas en el precio del
transporte.
Por otra parte, siguiendo con el criterio de que todo lo que ocurre en el sistema
debe verse desde el punto de vista del usuario, se advierte que éste se ve perjudicado
por esta insuficiencia. "Cuando el vínculo es débil, es insuficiente y además se
congestiona o se interrumpe, quiere decir que su vulnerabilidad está penalizando
al precio". Esto es percibido por el generador, que pierde cuando vende energía y
vuelve a perder cuando vende potencia . Al usuario tampoco le resulta indiferente
el vínculo del transporte, dado que no es lo mismo tener una central lejos o cerca
de su domicilio, siendo que esta última posibilidad significa tener un vínculo
reforzado que aumenta la capacidad y confiabilidad y reduce las pérdidas. Es por
esta razón que resulta tan importante identificar correctamente a los eventuales
beneficiarios, ya que ellos deben expedirse acerca de la conveniencia de la propuesta,
cuantificar su costo de realización y aceptar participar en su pago.
En este sentido, debe señalarse que a la fecha, y teniendo en cuenta el proceso
recorrido en las Audiencias descriptas, los generadores del área del Comahue están
manteniendo conversaciones para arribar a un acuerdo que permita la realización
de la mencionada cuarta línea.
Por otra parte, a través de un mecanismo similar al descripto, con fecha 16 de
febrero de 1995 se celebró otra Audiencia Pública a fin de considerar la solicitud
presentada por las empresas Hidroeléctrica Piedra del Aguila S.A., Central Neuquén
S.A., Central Térmica Alto Valle S.A., Hidroeléctrica Cerros Colorados S.A. y
CAPEX S.A. para la instalación y puesta en servicio de dos nuevos capacitores
serie completos, en las estaciones transformadoras de Puelches y Henderson, dentro
del mismo corredor. Como resultado de dicha audiencia se otorgó el Certificado
de Necesidad y Conveniencia Pública.
59
capítulo cinco
capítulo cinco AUDIENCIAS PUBLICAS
AUDIENCIAS PUBLICAS realizadas en el período junio 94/diciembre 95
FECHA
15/06/94
R
esolución
Resolución
ENRE Nº
51/94
TEMA
Considerar la petición de TRANSENER S.A. para adquirir el 60% de las
acciones de TRANSNEA S.A.
05/0794
55/94
Considerar la solicitud de acceso a la capacidad de transporte existente
formulada por la DIRECCIÓN DE ENERGÍA DE CATAMARCA (DECA)
21/06/94
57/94
Declarar la existencia de Capacidad de Transporte necesaria para
satisfacer la solicitud de SIDECO AMERICANA S.A. (Se suspendió)
12/07/94
58/94
08/07/94
56/94
Declarar la existencia de Capacidad de Transporte necesaria para
satisfacer la solicitud de SERVICIOS ELÉCTRICOS SANJUANINOS.
Declarar la existencia de capacidad de transporte necesaria para
satisfacer la solicitud de EPEC.
26/08/94
102/94
Considerar la petición de TRANSENER S.A. para adquirir el 76,5% de las
acciones de DISTROCUYO S.A.
26/10/94
150/94
Considerar la petición de CENTRAL TÉRMICA SAN MIGUEL DE
TUCUMÁN S.A. para acceder a la capacidad de transporte existente en el
Sistema de transporte de energía eléctrica en Alta Tensión.
25/10/94
151/94
Considerar la petición de TURBINE POWER CO S.A. para acceder a la
capacidad de transporte existente en el sistema de Transporte por
Distribución Troncal de la Región del Comahue (Río Negro) para su central
termoeléctrica Gral. Roca TERMOROCA.
02/12/94
169/94
Considerar la petición de la EDET S.A. para acceder a la capacidad de
transporte existente en el SISTEMA DE TRANSPORTE POR DISTRIBUCIÓN
TRONCAL DEL NOROESTE ARGENTINO, concesionado a
TRANSNOA S.A.
16/02/95
10/95
Resolver sobre el otorgamiento de Conveniencia y Necesidad Pública de la
ampliación solicitada por las Empresas HIDROELÉCTRICA PIEDRA DEL
ÁGUILA S.A., HIDROELÉCTRICA CERROS COLORADOS S.A., CENTRAL
NEUQUÉN S.A., CENTRAL TÉRMICA ALTO VALLE S.A. y CAPEX S.A.
17/02/95
07/95
Resolver sobre el otorgamiento de Conveniencia y Necesidad Pública de la
ampliación solicitada por las Empresas HIDROELÉCTRICA., EL CHOCÓN,
HIDROELÉCTRICA ALICURÁ S.A. y TURBINE POWER CO. S.A. (La fecha y
hora de esta audiencia fue modificada por la RES 11/95).
10/05/95
60/95
Considerar la solicitud efectuada por la ADMINISTRACIÓN PROVINCIAL
DE ENERGÍA DE LA PAMPA, con el fin de otorgar el Certificado de
Conveniencia y Necesidad Pública para la construcción de una Línea de
Alta Tensión de 132 kv. entre las localidades de Gral. Pico (LA PAMPA) y
Trenque Lauquen (BS. AS). (La fecha y hora de esta audiencia fue
modificada por la RES 77/95).
30/05/95
81/95
Considerar el otorgamiento del Certificado de Conveniencia y Necesidad
Pública de la ampliación a la Capacidad de Transporte de Energía
Eléctrica, solicitada por NUCLEOELÉCTRICA ARGENTINA S.A. en la
futura Estación Transformadora Atucha II que se vinculará al Sistema de
Transporte, en la Línea de 500 kv. Rosario Oeste - General Rodríguez
8/9/95
134/95
Considerar petición de EDESUR sobre emisión de certificado de necesidad y
conveniencia pública para la construcción de una subestación de 132/
13,2 kv y su respectiva alimentación mediante una línea aérea de 132 kv.
Estación Spegazzini, Partido de Esteban Echeverría.
60
AUDIENCIAS PUBLICAS
FECHA
R
esolución
Resolución
ENRE Nº
11/10/95
191/95
TEMA
Considerar petición de EDENOR sobre emisión de certificado de
necesidad y onveniencia pública para la ampliación de la subestación
Casanova y la construcción y montaje de una nueva subestación de
132/13,2 kv en la localidad de Rafael Castillo, Part. de la Matanza.
02/11/95
212/95
Resolver sobre el pedido de autorización solicitado por EDET S.A. para
presentarse en la privatización de “EDECAT S.A.” a través del proceso
licitatorio iniciado por el Gobierno de la Pcia de Catamarca.
3/11/95
214/95
Considerar el pedido de autorización solicitado por EDET S.A. para
presentarse en el concurso público Internacional para la venta del 90% de
las acciones de EDES S.A.
8/11/95
213/95
Considerar la solicitud de ampliación de la capacidad del Sistema de
Transporte por contrato entre partes para la construcción de la Estación
Transformadora Luján que seccionará la línea de 500 kv de
TRANSENER S.A. que interconecta las Est. Transformadoras Gran
Mendoza Río Grande, solicitada por la Sec. de Estado de Obras Públicas
de la Pcia. de San Luis.
29/11/95
225y233/95
Considerar el otorgamiento del certificado de necesidad y conveniencia
pública solicitado por TRANSENER S.A. en el Expte. ENRE N° 397/94
para la construcción de la nueva estación Transformadora Arroyo
Cabral de 500/132/34,5 kv, sita en la Pcia. de Córdoba.
61
capítulo cinco
SEGUIMIENT
O Y CONTROL DE TENENCIAS A
CCIONARIAS
SEGUIMIENTO
ACCIONARIAS
Capítulo 6.
SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS
Capítulo 6.
SEGUIMIENT
O Y CONTROL DE TENENCIAS A
CCIONARIAS
SEGUIMIENTO
ACCIONARIAS
Como se ha señalado, la reconversión de la industria eléctrica, está caracterizada
por un proceso de transformación centrado en la privatización. Esta fue acompañada
por cambios en la asignación de responsabilidades y derechos entre el estado, los
prestadores y los usuarios y la introducción de la competencia en la medida en que
resultó posible.
En el desarrollo de las operaciones de privatización, se procuró especialmente adoptar
algunos resguardos esenciales para prevenir la concentración económica y asegurar
que la prestación de servicios estuviera a cargo de expertos calificados. Para este
propósito, las normas y documentos con las que se reguló y se instrumentó la
reconversión, establecieron obligaciones y restricciones que debían cumplimentarse
y verificarse a nivel de las tenencias accionarias de las nuevas unidades de negocios.
Este conjunto normativo apunta en particular, a tener en cuenta los siguientes
aspectos:
- Asegurar la desintegración vertical para resguardar la independencia de los
transportistas
- Evitar la excesiva concentración de la oferta de generación
- Asegurar la permanencia y concurrencia de operadores calificados, y la de
accionistas mayoritarios dotados de solvencia y respaldo patrimonial
El marco legal
Cada uno de los aspectos mencionados presenta particularidades en cuanto a su
prioridad y a las posibilidades prácticas de una acción eficaz por parte de la autoridad
de regulación, la que a su vez debe respetar las reglas del mercado que quiere
promover y las decisiones relativamente independientes de los agentes del mismo.
Los dos primeros aspectos, están relacionados con el propósito de establecer y
63
capítulo seis
capítulo seis
SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS
mantener condiciones competitivas. De hecho esto está garantizado en el Marco
Regulatorio ya que en el Artículo 19 de la Ley se establece la proscripción de las
actividades anticompetitivas o desleales, o el abuso de una posición dominante en
el mercado. Asimismo, el Decreto Reglamentario de este Artículo, faculta al ENRE
a caracterizar, en cada caso, si una situación configura o no un acto de competencia
desleal o de abuso de una posición dominante en el mercado. Por otra parte, el
Artículo 30 establece la restricción de comprar o vender energía a los transportistas,
mientras que el 31 procura evitar la integración vertical, preservando a las empresas
transportistas del control de generadores y /o distribuidores.
La Ley establece, en el Artículo 32, la necesidad de autorización previa del ENRE
para fusiones entre transportistas o distribuidores, mientras que el Artículo 33
estipula que los capitales de las sociedades que se dedican a transporte y distribución,
deben estar representados por acciones nominativas no endosables. Por último, el
Inciso c del Artículo 56, faculta al ENRE a prevenir conductas anticompetitivas,
monopólicas o discriminatorias.
A la vista de esta legislación, puede decirse que el Marco Regulatorio argentino
avanza singularmente sobre el chileno y el inglés, al tratar de resguardar el
comportamiento competitivo. En efecto, en el primero, la ausencia de regulación
específica ha favorecido una concentración notable, y, en el segundo, el Marco
Regulatorio deposita más confianza en el poder disuasivo del regulador que en la
fragmentación de las unidades de negocio.
Las tenencias accionarias
A fin de garantizar la permanencia de los operadores, se optó por asegurar el
compromiso de los mismos a través de una participación relativamente importante
en el paquete accionario - entre el 15 y el 25 % según los casos - obligatoria por un
cierto período de tiempo. Finalmente, dado que el servicio requería en muchos
casos importantes inversiones iniciales y más aún, teniendo en cuenta que la ecuación
económica de partida era deficitaria, se buscó asegurar la concurrencia de grupos de
gran solidez patrimonial
La reestructuración del sector en base a estas pautas permite ver que, en la mayor
parte de los casos, los adjudicatarios de privatizaciones han adoptado la figura de la
"sociedad de inversión", mediante la cual se ha asegurado la flexibilidad otorgada
por los pliegos de licitación para poder transferir hasta el 49% de las acciones de
64
SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS
estas últimas. Esto configura una situación en la que la estructura accionaria de las
sociedades titulares de concesiones o activos de generación sujetas a restricciones,
por un lado permanece sin cambios en los paquetes mayoritarios, y, por el otro,
desplaza los movimientos a la composición de las "sociedades de inversión", donde
sí se han verificado diversos movimientos sobre las proporciones transferibles. Por
otra parte, existe una lenta incorporación al régimen de cotización pública que
afecta a las acciones del tipo "B", faltando movimiento del tramo "C" correspondiente
a los programas de propiedad participada.
La participación de accionistas en las diversas empresas se muestra en los cuadros
que cierran este Capítulo.
La función de seguimiento y control
La disposición de información permanente y actualizada es indispensable para
realizar el seguimiento de las tenencias accionarias, constituyendo un elemento de
juicio importante para analizar la estructura del mercado y la eventual presencia de
situaciones punibles. Por lo tanto, para cumplir adecuadamente su rol moderador
y superador de conflictos, es necesario que la autoridad regulatoria cuente con la
mayor cantidad posible de elementos de juicio, a fin de resolver los problemas que
puedan presentarse.
Teniendo en cuenta las expresas disposiciones de la legislación, es necesario para el
ENRE contar con información veraz y actualizada sobre la estructura societaria y
la evolución patrimonial de los agentes principales del mercado. Este punto es
importante, ya que la doctrina y la práctica comparada de casi todos los países,
estipulan el principio de la publicidad o transparencia acerca de la identidad de
prestadores de servicios públicos esenciales.
De acuerdo con lo anterior, la tarea de seguimiento y control de las sociedades se
establece en dos planos: el de las sociedades titulares de concesiones de servicios de
distribución o transporte, y el de las sociedades de inversión, propietarias de los
paquetes mayoritarios de las primeras.
En este sentido, se pueden distinguir por lo menos dos grandes grupos de
información, relacionados con el seguimiento y control de las tenencias accionarias.
Por un lado, los datos específicos relativos a transacciones accionarias - en trámite
o ya realizadas - sujetas a restricciones en virtud tanto del marco legal como de los
65
capítulo seis
capítulo seis
SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS
contratos de privatización o concesión y/o las cláusulas estatutarias. Por otra parte,
la información, indicadores y otros datos globales relativos al sector energético y al
subsector eléctrico en particular, tanto en el orden local como internacional . Esta
información conformará una Base de Datos de uso muy generalizado y relativamente
abierto. Para ello, se está avanzando en el diseño de un sistema de información
adecuado.
El otro subgrupo importante de la información por empresas, es el relativo al
tratamiento de las Memorias y Estados Contables. Hasta el momento, esta
información resulta voluntaria para las empresas y aún no tiene un tratamiento
analítico homogéneo. El ENRE está estudiando el tema a fin de determinar el
nivel de análisis y registro de datos, teniendo en cuenta que deberá acordar con la
Secretaría de Energía y Transporte y CAMMESA, los criterios de procesamiento
estadístico de la información, a fin de asegurar la elaboración de series de datos
relevantes y evitar la duplicación de tareas .
Igualmente, se contará con otras fuentes de información - dictamen de auditores
externos, balances especiales, actas de emisión y suscripción de acciones, transferencia
de acciones, entre otras - proveniente tanto de los agentes del MEM, como de
diferentes organismos públicos y privados que tienen información de interés para
aportar, como son, por ejemplo, el Consejo Profesional de Ciencias Económicas,
la Comisión Nacional de Valores y la Bolsa de Comercio.
Finalmente, es importante señalar que la necesidad de contar con la mayor cantidad
de información no responde a una política intervencionista o de reasunción de
funciones por parte del estado, sino que obedece a la importancia de tener un estado
de situación que permita darle transparencia al mercado y sus protagonistas para
poder cumplir, de manera efectiva, la función de regulación que es el objetivo
fundamental del ENRE.
66
EMPRESA
\ A
CCION CLASE
ACCION
TOTAL A
CCIONES EN %
ACCIONES
ALUAR SAIC
APUAYE
NECON S.A.
JOSE J. CHEDIACK S.A.I.C.A.
CAMUZZI ARGENTINA-GAZOMETRI
ADM.NAC.USINAS Y TR.EL.-UTE
SOC.COOP.POPULAR LTD A. C.RIV.
COOP.ELEC.DE C.Y VIV.TRELEW
COOP.PROV.S.P. Y VIV.P.MADRYN
COOP.S.P.C. Y VIV.RAWSON
COOP.PROV.S.P.V. Y C.”16 OCT.”
COOP.PROV.E .E.S.P.Y VIV.GAYMAN
COOP.A .POT.Y OT.S.P.RADA TILLY
GRUPO EC. EDF INTERNATIONAL
NUCLEAMIENTO INVERSOR S.A .
BCO.DE GALICIA Y BS.AS.
ELECTRICITÉ DE FRANCE
BCO.DE GALICIA Y BS.AS.
NUCLEAMIENTO INVERSOR S.A .
JAQUES MATAS
HIDROANDES S.A. (CHILGENER)
DUKE HIDRONOR INC.
TRANSALTA ENERGY ARG.S.A .
NEW WORLD INVESTMENT FUND
EMERGING MARKETS GROWTH
THE ARGENTINE INVEST.CO.
ARGENTINA PRIVATE DEV.TRUST
INTER RIO HOLDINGS ESTABLISH.
ADM. NAC. USINAS Y TRANS ELECT. UTE
SEI HOLDINGS (SOUTHERN CO.)
B.I.S.A . DE INVERSIONES
ASOCIADOS DE ELECTRICIDAD
RESOURCE DEVELOP.CONSULT.
DOMINION GENERATING S.A .
LOUIS DREYFUS ARGENER S.A .
HIDROELECTRICIDAD S.A .
CMS GENERATION S.A.
SAWGRASS LIMITED
ENERGÍA HIDRÁULICA S.A.
L.AMERICA CAP. PARTNERS LTD.B
C.I.GLOBAL FUND
C.I.EMERGING MARKETS FUND
THE SOUTH AMERICA FUND N.V.
DARWIN HOLDINGS, INC.
ACCIONIST
A
CCIONISTA
51,00
29,76
12,75
3,83
2,08
0,97
0,57
0,36
0,29
0,40
8,00
4,67
2,00
0,60
0,33
0,15
0,09
0,06
0,04
0,06
CHOCON
B
A
51,00
33,15
17,85
8,00
5,20
2,80
C.COL
OR.
C.COLOR.
B
A
51,00
40,80
2,55
7,14
0,51
ALICURA
A
8,00
6,40
0,40
1,12
0,08
B
51,00
8,00
2,14
1,32
2,14
0,07
0,73
0,59
0,44
0,29
0,28
P.D
GUILA
.D.. A
AGUILA
B
13,64
8,44
13,64
0,43
4,67
3,75
2,81
1,87
1,75
A
51,00
0,00
NIHUILES
B
23,46
4,59
18,36
4,59
A
51,00
8,00
4,00
3,40
0,60
DIAMANTE
B
25,50
21,68
3,83
A
59,00
35,40
11,80
1,95
1,95
1,95
1,95
1,95
1,95
0,12
0,00
AMEGHINO
B
A
PARTICIP
ACION DE A
CCIONIST
AS EN LAS EMPRESAS DE GENERA
CIÓN HIDRÁULICA(JURISDICCIÓN DEL ENRE)
ARTICIPA
ACCIONIST
CCIONISTAS
GENERACIÓN
51,00
47,00
15,51
15,98
15,51
RHONDO
B
16,83
17,34
16,83
A
0,00
0,00
FUT
ALEUFU
FUTALEUFU
B
59,00
A
SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS
67
capítulo seis
68
\ A
CCION CLASE
ACCION
TOTAL ACCIONES EN %
J. CARTELLONE CONSTR. CIVILES SA
CIA NAC. DE FUERZA ELECTRICA SA
CIA GENERAL DE ELECTRICIDAD SA
COMP. ELÉCTRICA SAN LUIS S.A.
BANCO FINANSUR S.A.
BANCO MARIVA S.A.
BANK SOUTH LTD
COMPLEX HOLDING CORP. S.A.
OFFSHORE TRUST BANKING CORP
P.DAVILA JUNGUITO y S. de DAVILA
M. AUBONE IBARGUREN
ARGÓN S.A.
IATE S.A.
ELEPRINT S.A.
HOUSTON POWER
ELECTRICITÉ DE FRANCE
NUCLEAMIENTO INVERSOR S.A.
BANCO DE GALICIA
JACQUES MATAS
FATLyF
ARGÓN S.A.
IATE S.A.
ELEPRINT S.A.
BANCO FEIGIN
FATLyF
IATE S.A.
TECSA S.A.
ALUAR S.A.
CAMUZZI GAZOMETRI SPA
GRUPO CG ARGENTINA S.A.
SOC.COOP.POPULAR LTDA. C.RIV.
COOP.ELEC.DE C.Y VIV.TRELEW
COOP.PROV.S.P. Y VIV.P.MADRYN
COOP.S.P.C. Y VIV.RAWSON
COOP.PROV.S.P.V. Y C.”16 OCT.”
COOP.PROV.E.E.S.P.Y VIV.GAYMAN
COOP.A.POT.Y OT.S.P.RADA TILLY
SADE ING.Y CONST. S.A.
ENDESA (ESPAÑA)
IMPREGILO Spa.
DUMEZ S.A.
DYCKERHOFF & WIDMANN AKT.
RECCHI Spa,.CONSTRUZ. GENER.
SIDECO AMERICANA SACIIF
SYSTRANYAC S.A.
CORPORACION FINANCIERA INTERNAC.(CFI)
SADE ING.Y CONST. S.A.
ENTERGY TRANSENER S.A.
NATIONAL GRID FINANCE B.V.
DUKE TRANSENER S.A.
ELECTRICA DEL PLATA S.A.
INTER RIO HOLDING ESTABL.
THE ARGENTINE INVEST.CO.
ARGENTINA PRIVATE DEV.TRUST
INVERSORA CATALINAS S.A.
HOUSTON ARGENTINA S.A.
CITICORP EQUITY INVEST.S.A.
LOS W S.A.
DISTRIB.CHILECTRA METRO.SA
ENERSIS S.A.
C.N.PEREZ COMPANC S.A.
PSI ENERGY ARGENTINA INC.
ENDESA (CHILE)
ENTERGY ARGENTINA S.A.
ENERSIS INTERNATIONAL LTD.
ASTRA C.A.P.S.A.
ENDESA DESARROLLO (ESPAÑA)
SOC.D’AMENAGEMENT URBAIN ET RURAL
E.NAC.HIDRO. DE RIBARGOZANA
ELECTRICITÉ DE FRANCE
J.P.MORGAN INTERNAC.CAP.CORP.
INVERSORES INTERNACIONALES (ADR)
MORGAN GUARANTY TRUST CO. New York
INVERSORES VARIOS (ENDESA -España-)
EMPRESA
CCIONISTA
ACCIONIST
A
50,91
19,46
19,46
EDENOR
B
9,00
3,00
3,00
9,00
9,00
8,00
7,78
2,12
A
51,00
10,20
9,44
16,58
4,08
5,61
5,10
39,00
39,00
EDESUR
B
A
51,00
0,00
EDELAP
B
16,58
16,58
12,75
5,10
A
51,00
7,65
7,65
7,65
7,65
7,65
5,10
5,10
2,55
14,00
2,10
2,10
2,10
2,10
2,10
1,40
1,40
0,70
TRANSENER
B
A
51,00
49,00
9,47
9,47
4,93
3,03
0,76
0,76
2,27
7,20
11,11
Y
ACYLEC
YA
B
12,75
12,75
6,63
4,08
1,02
1,02
3,06
9,69
A
51,00
0,00
TRANSP
A
TRANSPA
B
20,40
12,75
7,65
2,55
3,76
2,07
1,26
0,10
0,23
0,23
A
60,00
27,00
13,80
15,00
4,20
27,27
12,27
6,27
6,82
1,91
TRANSNO
A
TRANSNOA
B
A
60,00
12,00
12,00
24,00
12,00
0,00
TRANSNEA
A
B
51,00
20,91
21,42
6,12
2,55
0,00
DIST
.CUY
O
DIST.CUY
.CUYO
B
A
51,00
39,00
39,00
EDESE
B
51,00
A
51,00
39,00
13,00
13,00
13,00
EDEFOR
B
17,00
17,00
17,00
A
PARTICIP
ACION DE A
CCIONIST
AS EN LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y TRANSPORTE (JURISDICCIÓN DEL ENRE)
ARTICIPA
ACCIONIST
CCIONISTAS
51,00
51,00
49,02
44,00
0,69
3,56
0,42
0,15
0,10
0,10
0,00
EDESAL
B
A
51,00
39,00
39,00
EDET
B
25,50
12,75
12,75
A
capítulo seis
SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS
\ A
CCION CLASE
ACCION
TTO
OTAL A
CCIONES EN %
ACCIONES
CMS Operating S.A.
CMS Ensenada S.A.
FATLyF
IATE S.A.
IATE S.A.
FATLyF
IATE S.A.
ELEPRINT S.A .
INVERTRAD S.A.
LATIN TRADE ENERGY S.A .
INVERSORA CATALINAS S.A.
HOUSTON ARGENTINA S.A .
CITICORP EQUITY INVEST.S.A .
LOS W S.A .
ARGON S.A.
MALVICINO S.A.
IATE S.A.
FATLyF
ELEPRINT S.A .
FATLyF
POLLEDO SAICyF
BRITISH GAS OVERSEAS INV.LTD.
AES SAN NICOLAS, INC.
CEMAS CORPORATION
ORMAS SAICIC
DOMINION ENERGY
COOP.S.PUB. Y COM.NEUQUEN
DUKE GÜEMES INC.
SOC.COMERCIAL DEL PLATA SA
IBERDROLA S.A .
THE ARGENTINE INVEST.CO.
TCW AMERICAS DEVELOP.ASS.
ENDESA ARGENTINA S.A.
MAIPÚ INVERSORA S.A.
INTER RIO HOLDING ESTABL.
ENTERGY S.A.
HIDROANDES S.A .(CHILGENER)
CHILQUINTA Argentina S.A .
PACIFICO INTERNACIONAL S.A.
EMPRESA
A
CCIONISTA
ACCIONIST
60,00
30,00
15,00
15,00
0,00
C.PUERT
O
C.PUERTO
B
A
60,00
42,00
6,00
6,00
6,00
0,00
COST
ANERA
COSTANERA
A
B
60,00
15,00
15,00
12,00
9,00
9,00
0,00
C.GÜEMES
A
B
51,00
30,60
20,40
39,00
23,40
15,60
C.A .V
ALLE
.VALLE
A
B
51,00
21,08
19,00
10,91
37,00
15,29
13,79
7,92
C.S
.NICOL
C.S.NICOL
.NICOL..
A
B
51,00
25,50
25,50
39,00
19,50
19,50
DOCK SUD
A
B
51,00
51,00
39,00
39,00
C.T
.NO
A
C.T.NO
.NOA
A
B
51,00
10,20
10,20
10,20
10,20
10,20
39,00
7,80
7,80
7,80
7,80
7,80
SORRENT
O
SORRENTO
A
B
PARTICIP
ACION DE A
CCIONIST
AS EN LAS EMPRESAS DE GENERA
CIÓN TÉRMICA (JURISDICCIÓN DEL ENRE)
ARTICIPA
ACCIONIST
CCIONISTAS
GENERACIÓN
51,00
16,58
16,58
12,75
5,10
0,00
C.DIQUE
A
B
51,00
48,96
2,04
39,00
37,44
1,56
C.P.MZA .
A
B
51,00
17,00
17,00
17,00
0,00
C.P
ATA G.
C.PA
A
B
51,00
51,00
39,00
39,00
C.T
.NEA
C.T.NEA
B
A
51,00
25,50
25,50
39,00
19,50
19,50
CT
.LIT
ORAL
CT.LIT
.LITORAL
A
B
51,00
50,49
0,51
0,00
C.T
.MZA
C.T.MZA
.MZA..
B
A
SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS
69
capítulo seis
EL CONTROL AMBIENT
AL
AMBIENTAL
Capítulo 7.
EL CONTROL AMBIENTAL
Capítulo 7.
EL CONTROL AMBIENT
AL
AMBIENTAL
El proceso de transformación del sector eléctrico argentino ha significado un cambio
notable de la actitud de los integrantes del Mercado Eléctrico Mayorista, frente a su
responsabilidad ambiental. Este cambio ha sido producido por diversos factores,
entre los cuales se pueden señalar: la incorporación de obligaciones contractuales
específicas de control ambiental en los pliegos de privatización y concesión de los
servicios de generación, transporte y distribución de energía eléctrica; la fijación
de estándares de emisión a la atmósfera de contaminantes, de cumplimiento
obligatorio por parte de los generadores incorporados al MEM, o de los que se
incorporen en el futuro, y la asignación al ENRE de facultades de contralor de
todos los aspectos ambientales involucrados. También es indudable que esta
coyuntura favorable está siendo motorizada por un cambio en la percepción e
importancia que la sociedad en general ha otorgado a los temas ambientales en los
últimos años.
La acción regulatoria ejercida por el ENRE ha sido favorecida por el esquema
básico de funcionamiento del mercado eléctrico argentino y por la decisión tomada
por la Secretaría de Energía de incorporar los contenidos ambientales, como uno
de los aspectos más importantes a tener en cuenta por los operadores privados. Esta
situación ha contribuido a que las empresas que participan en alguna de las etapas
del negocio eléctrico, traten sus responsabilidades ambientales como integrantes
intrínsecas de la gestión empresaria y promotoras de una imagen distinta frente a la
demanda de la sociedad, hecho que se ha acentuado en el último semestre de 1995
debido, en gran parte, a la realización de las auditorías ambientales a las que se hará
referencia más adelante.
Durante el período que cubre este informe, se ha combinado la tarea regulatoria
con una labor de información y también de docencia de los contenidos para una
adecuada gestión ambiental, iniciándose a apartir de 1996 una nueva etapa en la que
la actividad del ENRE en este tema, incorporará la visión del mediano y largo
plazo. Para ello se han preparado los términos de referencia para la elaboración de
una propuesta de “Plan Director Ambiental” el que constituirá el eje de la definición
71
capítulo siete
capítulo siete
EL CONTROL AMBIENTAL
de un conjunto de programas, con un horizonte de cinco años.
Debe señalarse que, si bien el período desde la iniciación de las actividades de control
ambiental del ENRE - mediados de 1993 hasta la fecha - es pequeño en relación a
los tiempos necesarios para mostrar grandes resultados, los obtenidos hasta el
presente son muy alentadores e indicativos de la iniciativa que el sector eléctrico ha
tomado en la gestión ambiental en el país.
Normativa de aplicación
La combinación de acciones de normatización ambiental reservadas por el Marco
Regulatorio a la Secretaría de Energía junto con las de regulación asignadas al ENRE,
constituyen la herramienta de gestión ambiental del sector eléctrico. El conjunto
de normas ambientales que el ENRE aplica, está compuesto por las normas del
sector eléctrico emanadas de la Secretaría, por las Resoluciones dictadas por el
Directorio del Ente; por las normas ambientales nacionales, provinciales y
municipales vigentes y por los Anexos de Control Ambiental incluidos en los
Contratos de Concesión de la actividad de generación, transporte o distribución de
energía eléctrica.
Los Artículos 16, 17 y 56, Inciso a e Inciso k, de la Ley 24.065, enumeran las
principales obligaciones ambientales que deben observar los agentes del MEM, y
las facultades del ENRE respecto a la seguridad pública y protección del medio
ambiente. En el Decreto Reglamentario de la misma, se especifica que las normas
de protección de cuencas hídricas y ecosistemas asociados, a las que alude el Artículo
17 de la Ley, se referirán a la infraestructura física, a las instalaciones y a la operación
de los equipos de generación, transporte y distribución. El mismo Decreto, al
reglamentar el Artículo 56, Inciso k, considera que las normas específicas a las que
alude este inciso, son las leyes que se refieren a las reglas técnicas de seguridad
vinculadas al objeto reglado por el mismo, las que deberán ser aplicadas por el
ENRE.
De esta manera, el Marco Regulatorio ha dejado en manos de la Secretaría de
Energía la responsabilidad normativa de la protección ambiental, y en manos del
ENRE, la referente a los aspectos de seguridad pública. La responsabilidad de
interpretar y vigilar el cumplimiento de toda la legislación es del ENRE y por lo
tanto, está facultado para la aplicación de sanciones por el incumplimiento de la
normativa vigente. En este sentido, el Artículo 77 de la Ley , establece los tipos de
72
EL CONTROL AMBIENTAL
penalidades aplicables a los terceros no concesionados - por ejemplo generadores
térmicos - y el Artículo 78, a las que correspondería aplicar a los transportistas y
distribuidores.
Las Resoluciones de la Secretaría de Energía se refieren a: i) la aprobación de los
manuales de gestión ambiental, a ser utilizados como referencia por quienes se
hicieron cargo de instalaciones de generación hidráulica o térmica convencional
durante el proceso de privatización, y para los que soliciten su incorporación al
MEM, ii) la aprobación del manual de gestión ambiental aplicable a sistemas de
transporte eléctrico de extra alta tensión; iii) el establecimiento de límites de emisión
de contaminantes en chimeneas de las centrales térmicas y de las condiciones para
su registro y iv) la incorporación de la documentación que avale el cumplimiento
de los reglamentos ambientales como requisito para el pedido de autorización para
su incorporación al MEM.
Las Resoluciones dictadas hasta el presente por el ENRE sobre los aspectos
ambientales son:
-La Resolución N° 32/94 (Anexo 5), que establece los contenidos mínimos de los
Planes de Gestión Ambiental ( PGA ) que deben elaborar e implementar los agentes
del MEM.
-La Resolución N° 51/95 (Anexo 5), que interpreta los Artículos 17 y 56 Inciso k
de la Ley 24.065 y establece como aplicables a los generadores incorporados al
MEM, la legislación ambiental promulgada a nivel nacional y a nivel de la jurisdicción
que corresponda a la ubicación de la central.
Esta Resolución permite clarificar el procedimiento que el ENRE aplicará en caso
de detectarse un incumplimiento de la normativa ambiental general, no emanada
de la Secretaría de Energía. Esto resulta importante sobre todo para aquellos
generadores integrantes del MEM que no hubieran surgido del proceso de
privatización, sino incorporados a posteriori por propia iniciativa .
-La Resolución N° 52/95 (Anexo 5), que establece que la aprobación de los PGA
será realizada por el Directorio del ENRE; fija los plazos para la presentación ante
el ENRE y establece los procedimientos aplicables en caso de incumplimiento.
Por otro lado, como parte integrante de los pliegos de licitación de las unidades de
negocios con actividades de generación eléctrica por vía térmica o de concesión de
aquellas de generación hidroeléctrica, se incluyó un Anexo de "Control Ambiental"
en el que se establecieron las obligaciones a cumplir por cada una de ellas. Estas
obligaciones estuvieron referidas a las características de la documentación y los
plazos respectivos de presentación a la autoridad de aplicación, a partir de la fecha
73
capítulo siete
capítulo siete
EL CONTROL AMBIENTAL
de toma de posesión. Se fijaron además los requisitos mínimos de los registros
ambientales que debían implementar y se establecieron plazos para solucionar los
problemas ambientales más importantes, también a partir de la fecha de posesión.
En este punto corresponde aclarar que para el caso de los concesionarios de unidades
de generación hidroeléctrica, los pliegos establecieron que la autoridad de aplicación
en las cuestiones ambientales son, en algunos casos, organismos regionales, y, en
otros, organismos provinciales. Esta asignación de funciones por vía de los decretos
aprobatorios de los referidos pliegos de concesión constituye por el momento, una
superposición de responsabilidades entre el ENRE y dichos organismos. Este hecho
se ha salvado momentáneamente, coordinando las actividades de fiscalización para
evitar duplicación de esfuerzos.
Para el caso de los transportistas, incluye tanto al transportista de extra alta tensión
como los distribuidores regionales o troncales. La norma a aplicar está contenida
en la Resolución S.E. N°137/92 , en su Anexo 16 , Apéndice B.
Los requisitos para la gestión ambiental de estos agentes del MEM, con las
modalidades propias de la actividad, son similares a las establecidas para los
generadores. En este caso refiere como guía de preparación de la documentación
ambiental a presentar al ENRE, la Resolución S.E. N° 15/92 y el Manual de Gestión
Ambiental para Líneas de Extra Alta Tensión.
Para el caso de los distribuidores, las obligaciones ambientales están contenidas en
los respectivos Contratos de Concesión, aprobados por la Resolución S.E. N° 170/
92 y el Decreto 1.795/92.
Las Resoluciones del ENRE mencionadas, en especial las N° 32/94 y N° 52/95
aplicables a todo tipo de agente del MEM, han permitido solucionar algunas
cuestiones de interpretación de la normativa mencionada en los puntos anteriores,
aunque se reconoce que todavía deben precisarse, mediante resoluciones adicionales,
otros aspectos que hacen a la operatoria de la regulación. En estos temas se está
trabajando aprovechando la experiencia adquirida durante los dos años de gestión
ambiental.
Las cuestiones jurisdiccionales se deberán resolver en una instancia superior y en el
marco de acuerdos bilaterales, con cada una de las jurisdicciones involucradas. La
jurisprudencia que ha generado el ENRE para el abordaje de cuestiones de arbitraje
74
EL CONTROL AMBIENTAL
entre distintos agentes del MEM , indica que la esencia de la gestión del Ente debe
apuntar a la equidad entre todos los agentes incorporados al MEM como sujetos de
la regulación.
En este sentido, con el debido respeto por la legislación ambiental vigente en cada
jurisdicción, su competencia alcanza a todos los agentes incorporados al sistema
eléctrico y reconocidos como tales. Con este criterio se ha dictado la Resolución
ENRE N° 51/95 mencionada precedentemente.
Actividades desarrolladas por el ENRE a nivel de los generadores
La generación térmica
La etapa de generación y dentro de ésta la de generación térmica, fue a la que se
destinó el mayor esfuerzo en el período que se informa. Durante el segundo semestre
de 1993 se habían recibido y analizado gran parte de los Diagnósticos Ambientales
que exigían los contratos de privatización de las Centrales. El resto fue entregado al
ENRE durante el año 1994 y el primer semestre de 1995, a medida que se cumplía
el plazo estipulado para ello. El grado de cumplimiento de este requisito puede
considerarse bueno. La calidad de la información de dichos Diagnósticos ha sido
muy variada, pero de nivel aceptable en general.
Los generadores que han solicitado a la Secretaría de Energía su autorización para
ingresar al MEM, a posteriori de la promulgación de la Ley 24.065, realizan esa
presentación a la Secretaría de Energía conjuntamente con el resto de la
documentación solicitada por la Resolución S.E. N° 206/94 (Anexo 5).
A partir del dictado de la Resolución del Directorio del ENRE N° 32 / 94, mediante
la que se precisaron los contenidos de los Planes de Gestión Ambiental (PGA), se
recibieron las propuestas de las empresas generadoras, las que fueron analizadas y
merecieron observaciones en la mayoría de los casos.
Las empresas generadoras debieron ajustar, a pedido del ENRE, los plazos y las
actividades de remediación de los problemas ambientales detectados en los
Diagnósticos. Los PGA así corregidos, fueron incorporados como antecedentes en
las auditorías ambientales que se comentan más adelante y a partir del dictado de la
Resolución ENRE N° 52/95 son aprobados, si correspondiere, por el Directorio
del ENRE.
75
capítulo siete
capítulo siete
EL CONTROL AMBIENTAL
Las Auditorías Ambientales en las Centrales Térmicas se iniciaron en el mes de
junio de 1995 y los informes de las mismas han permitido evaluar la correspondencia
de la situación ambiental en cada Central, con las propuestas del PGA. Como se
dijo al inicio de este Capítulo, en este año y medio de gestión se ha producido un
cambio de actitud importante entre los generadores respecto al tema ambiental, lo
que paulatinamente se va traduciendo en las propuestas de PGA recibidos.
Del conjunto de aspectos ambientales involucrados en la actividad de generación
eléctrica por vía térmica convencional, el impacto de las emisiones a la atmósfera
constituyó en este período el tema prioritario de vigilancia y control por parte del
ENRE. En este sentido, las tareas fundamentales desarrolladas se dirigieron al
monitoreo de las emisiones a la atmósfera en las centrales térmicas, con los objetivos
de supervisar el cumplimiento de la legislación vigente por parte de los generadores
y establecer las bases para la elección de indicadores de evolución de los aportes a la
atmósfera, que realiza el parque de generación.
En esta primera etapa, las auditorías se realizaron en los generadores térmicos y
para ello el conjunto de centrales integrantes del MEM fue desagregada según su
ubicación geográfica y sus características, para asignarlas a distintos grupos
consultores. Los informes de la primera serie de auditorías fueron recibidos a partir
del mes de agosto de 1995. El ENRE ha diseñado estos controles ambientales como
un primer paso en la estandarización y profundización de un procedimiento que
tendrá continuidad en el futuro.
Los puntos principales analizados durante estas auditorías han sido los de manejo
de residuos sólidos y semisólidos, de efluentes líquidos y de emisiones gaseosas;
monitoreo ambiental; prevención de emergencias; permisos y habilitaciones y
evaluación de los PGA presentados al ENRE .
Del análisis de los informes recibidos, los cuales fueron puestos en conocimiento
de los auditados, puede decirse que, en general, las auditorías han detectado
situaciones que merecían ser solucionadas y que, sin embargo, hasta ese momento,
no habían sido encaradas por el generador. A partir de la notificación del informe,
y presentado el descargo del auditado, se les solicitó la incorporación de las actividades
de remediación a los Planes de Gestión Ambiental. Un denominador común de los
informes, lo constituyó la ausencia de un Sistema de Gestión Ambiental en las
empresas. Este proceso, iniciado por el ENRE durante 1995, ha permitido jerarquizar
la consideración ambiental en el esquema de decisiones empresarias.
76
EL CONTROL AMBIENTAL
La generación hidráulica
Dentro de este grupo de generadores deben puntualizarse distintas situaciones. Las
Centrales que originariamente operaban las empresas Agua y Energía Eléctrica
S.E. e Hidronor S.A., fueron transferidas a empresas privadas con el carácter de
concesionarios. En los pliegos de licitación para la adjudicación de estas concesiones,
se incluyó también un Anexo Ambiental donde se indicaban las obligaciones que
en este aspecto debía cumplimentar el concesionario. Debe señalarse que este proceso
de privatización no ha concluido, ya que aún hay centrales en manos de AyEE.
Entre los compromisos incluidos en los contratos figuró: a) observar la legislación
ambiental nacional, provincial y municipal durante el período de concesión, b)
implementar y operar un sistema de monitoreo de las condiciones ambientales
dentro del perímetro e informar a la autoridad de aplicación de sus resultados, c)
desarrollar un programa de prevención de accidentes o emergencias durante todo
el período de concesión y d) advertir a la autoridad de aplicación de todo hecho que
pudiera alterar los ecosistemas relacionados.
La autoridad de aplicación para los aspectos ambientales es, en algunos casos, el
Comité de Cuencas y en otros, la dependencia provincial competente. La autoridad
de aplicación para los aspectos de Seguridad de Presa, es el Organismo Regional de
Seguridad de Presas (ORSEP). Un caso particular lo constituyen los
emprendimientos de Salto Grande y de Yacyretá, los que se rigen por tratados
internacionales.
La responsabilidad del ENRE en este grupo de generadores es complementaria de
la jurisdiccional y emana de la Ley 24.065 y su Decreto Reglamentario. A
requerimiento del ENRE, los generadores hidráulicos han elaborado y propuesto
sus respectivos Planes de Gestión Ambiental.
Acciones realizadas a nivel de los transportistas y distribuidores
Las obligaciones ambientales de los transportistas y distribuidores con las
características propias de los sistemas que operan, son similares a la de los generadores.
Más arriba en este Capítulo se han mencionado las Resoluciones aplicables a este
grupo de agentes. Sus obligaciones provienen de las cláusulas contractuales, en el
caso de aquellos que surgieron del proceso de privatización, y de las Resoluciones
de la Secretaría de Energía y del ENRE, en todo el conjunto de agentes.
77
capítulo siete
capítulo siete
EL CONTROL AMBIENTAL
Debe señalarse que la gestión del ENRE ha sido más dificultosa con este grupo de
agentes, tanto por lo novedoso de la temática aplicada a la actividad del transporte
y distribución de energía, como porque los contratos no establecieron obligaciones
precisas, como se hizo en el caso de los generadores.
La aplicación de las Resoluciones del Directorio del ENRE N° 32/94 y 52/95
permitió, en el segundo semestre de 1995, revertir una situación de falta de respuestas
concretas, en una reacción positiva cuyos efectos se notarán durante 1996. A partir
del próximo año se reforzará un programa de monitoreo de indicadores de calidad
ambiental - nivel sonoro, campo eléctrico, campo magnético, radio interferencia y de condiciones de seguridad pública como puestas a tierra y sistemas de protección
de emergencias. Estas mediciones, que efectuarán los transportistas y distribuidores,
serán auditadas por el ENRE mediante convenios con institutos universitarios
especializados.
Estudios especiales
Se realizaron dos estudios sobre la calidad del aire en las cercanías de centrales
térmicas en operación, específicamente en la Central Térmica de San Nicolás y en
las Centrales Costanera, Puerto Nuevo y Nuevo Puerto. Estos estudios tuvieron
objetivos distintos en el corto plazo, pero similares en el mediano plazo.
En efecto, en el mediano plazo los dos trabajos encarados permiten disponer de
antecedentes del comportamiento de los contaminantes en la localización de las
centrales y adquirir experiencia en el análisis del impacto de las emisiones gaseosas,
que pueden ser de apoyo a la selección, en el futuro próximo, de herramientas de
gestión tales como la utilización de modelos de difusión en la atmósfera. Sobre el
particular, cabe señalar que los organismos reguladores ambientales de otros países,
utilizan estos modelos con distintos propósitos: como herramienta predictiva en
las evaluaciones de impacto ambiental de nuevos emprendimientos; como
instrumento de regulación durante la operación normal de las centrales de generación
y también como herramienta de análisis de situaciones puntuales de contaminación.
En esta línea de trabajo, se le solicitó a la Comisión Nacional de Energía Atómica
la preparación de un Instructivo para la utilización de modelos predictivos en los
estudios de evaluación de impacto ambiental. Esta propuesta de norma estuvo
disponible en el curso del segundo semestre de 1995 y se puso a consideración de
los interesados para que emitan su opinión.
78
EL CONTROL AMBIENTAL
Reuniones técnicas
Durante 1995 se organizaron conjuntamente con la Asociación de Generadores de
Energía Electrica de la República Argentina (AGEERA) dos talleres de discusión
de aspectos reglamentarios referidos a Técnicas de Medición de emisiones a la
atmósfera y Metodología para la evaluación del impacto ambiental atmosférico.
El primero de ellos se llevó a cabo el 10 de agosto y el segundo el 14 de diciembre.
En ambos casos la convocatoria fue hecha a los generadores de energía por vía
térmica y a los consultores que han realizado auditorías ambientales para el ENRE.
En las dos ocasiones, el ENRE puso documentos de trabajo a disposición de los
asistentes, con el propósito de recibir los comentarios que le permitan avanzar en
la formulación de normas de procedimientos. El ENRE ha recibido los comentarios
correspondientes al primer documento y está trabajando en el proyecto de resolución
respectivo. Con relación al segundo, se ha previsto la realización de una próxima
reunión para fines de mayo de 1996, a fin de continuar el análisis de la propuesta.
Volumen de Contaminantes TTotales
otales año1995
45000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
Toneladas
SO 2
NO x
MP
79
capítulo siete
capítulo siete
EL CONTROL AMBIENTAL
Potencia Instalada al mes de diciembre de 1995
N uclear
6%
Turbinas a G as
16%
Hidroeléctrica
47%
Turbo Vapor
30%
Ciclo Com binado
1%
Generación 1995
N uclear
12%
Im portación
1%
Hidráulica
41%
Térm ica
45%
A utogener.
1%
Consumo de Combustibles en el año1995
G as - O il
0%
Fuel- O il
7%
Carbón
6%
G as N at.
86%
80
EL CONTROL AMBIENTAL
Volumen de Contaminantes SO2 año 1995
Turbo G as
0%
Turbo Vapor
100%
Volumen de Contaminantes NOx año1995
Turbo G as
24%
Turbo Vapor
76%
Volumen de Contaminantes MP año1995
Turbo G as
1%
Turbo Vapor
99%
81
capítulo siete
SEMINARIOS Y JORNAD
AS
JORNADAS
Capítulo 8.
SEMINARIOS Y JORNADAS
Capítulo 8.
SEMINARIOS Y JORNAD
AS
JORNADAS
El Directorio del ENRE, teniendo en cuenta la importancia de las transformaciones
que se llevan a cabo en el Sector Eléctrico y lo novedoso de su tratamiento, organizó
diferentes eventos con el propósito de difundir y discutir esta temática. Estas acciones
se llevaron a cabo en el ámbito provincial, nacional e internacional, en el orden
cronológico que sigue:
Jornadas Jurídicas sobre Servicio Público de Electricidad
Estas Jornadas se realizaron en Buenos Aires, el 8 y 9 de junio de 1995, con el
objetivo de analizar las normas que resguardan la calidad del servicio, la seguridad
de las personas, e identificar las responsabilidades de las concesionarias frente a sus
clientes. Si bien fueron abiertas, estuvieron especialmente dirigidas a los abogados
de los cuerpos jurídicos de los Entes Reguladores, del sector público eléctrico nacional
y provincial, y de los organismos con funciones protectoras de los intereses de los
usuarios y consumidores
El temario de las jornadas estuvo centrado en el servicio público concesionado o
concedido; la jurisdicción nacional en el sector eléctrico; la protección del usuario;
la responsabilidad de los concesionarios frente al usuario; las funciones de los Entes
Reguladores y las funciones regulatorias de los órganos o entes provinciales.
Seminario de Reestructuración y Regulación del Sector Eléctrico
Este Seminario, de carácter internacional, fue llevado a cabo con el auspicio del
Banco Mundial y tuvo lugar el 8, 9 y 10 de noviembre de 1995. Contó con la
participación de destacados reguladores, expertos y académicos de Argentina,
Australia, Colombia, España, EE.UU (FERC y Estado de California), Noruega,
Perú, Reino Unido y Suecia. Estas representaciones permitieron conocer las
principales experiencias de países desarrollados y en desarrollo, lo que facilitó la
83
capítulo ocho
capítulo ocho
SEMINARIOS Y JORNADAS
comparación de experiencias y la discusión desde diferentes ópticas, de los principales
problemas de los segmentos de la industria eléctrica.
Los problemas planteados y las propuestas de solución se dieron en el marco de un
diálogo y debate intenso y fructífero. Las principales conclusiones a las que se llegó
sobre el panorama general de la reestructuración en el sector eléctrico, se refirieron
a los siguientes temas:
. La reforma en los países desarrollados obedeció a motivos diferentes que las de los
países en desarrollo. En los primeros, generalmente se verifica un crecimiento
relativamente bajo de la demanda, una oferta excedente de electricidad, la necesidad
de aumentar la eficiencia, la competencia y bajar los precios del servicio. En los
países en desarrollo, se observa una demanda excedente acompañada por altas tasas
de crecimiento, servicios ineficientes, tarifas bajas e ingresos insuficientes para
financiar la inversión.
. La experiencia demuestra que no hay un sólo modelo ni metodología de reforma,
dado que éste depende de las condiciones iniciales, las características físicas, políticas,
institucionales, legales y estructurales de los países y sus respectivos mercados.
. Más allá de las reformas de propiedad - pública o privada - se coincidió en que la
reestructuración previa de la industria juega un papel fundamental, en sus diferentes
segmentos competitivos - generación y comercialización - creando un mercado
para la generación y dando a los consumidores acceso a este mercado y a los
monopólicos.
. Se destacó la necesidad de tener en cuenta las señales adecuadas para la asignación
eficiente de inversiones, a fin de evitar problemas de congestión, la expansión de la
capacidad de transporte y el acceso abierto no discriminatorio en aquellos casos en
los cuales no existen obligaciones de “common carrier”, y el incremento de la
capacidad de generación, atendiendo al adecuado uso de los recursos y en condiciones
de eficiencia productiva y económica.
. Se señaló la importancia que posee el sistema o estructura institucional de la
regulación, cuando es complementada por legislación anti-monopólica y de
promoción de la competencia, de justo comercio, ambiental y otros aspectos que
contribuyen a aliviar la carga de las tareas del regulador.
. En cuanto a las formas de propiedad, se analizaron modelos de propiedad
predominantemente estatal, como es el caso de Suecia y Noruega; mixto y en
84
SEMINARIOS Y JORNADAS
transición, para España y Colombia; privados, como es el caso de Argentina, Chile,
EEUU, Reino Unido, y en proceso de privatización, en Australia-Estado de Victoria
y Perú. Se consideró también el caso del Estado de California predominantemente
privado, aunque con algunas empresas municipales.
. Se analizó la comercialización como actividad competitiva.
Primera Jornada regional de Información y Análisis de la Regulación
Eléctrica
Este encuentro tuvo lugar el día 15 de diciembre de 1995 en San Miguel de Tucumán
y contó con el apoyo de la Dirección de Energía de la Provincia. Fue organizado
con el objetivo de establecer una red de comunicación que permitiera intercambiar
información y experiencias en el ámbito de la regulación eléctrica, en aquellas
provincias que, paulatinamente, se van incorporando al proceso privatizador. En
este sentido, convocó a actores y funcionarios del sector eléctrico de las Provincias
de La Rioja, Catamarca, Salta, Jujuy, Santiago del Estero y Tucumán.
Los temas fundamentales tratados durante la Jornada se relacionaron con la reforma
del estado; la privatización y transformación del sector eléctrico; el nuevo mercado
eléctrico; el transporte y la distribución y la seguridad en las instalaciones.
El intercambio de información resultó particularmente significativo, ya que todas
las provincias convocadas se encontraban en diferentes instancias del proceso
privatizador, lo que motivó el planteo de situaciones diversas, permitiendo la
participación de todos los sectores presentes. De hecho se constituyó en el punto
de partida para futuros eventos de características similares.
85
capítulo ocho
LA GESTION ADMINISTRA
TIV
A
ADMINISTRATIV
TIVA
Capítulo 9.
LA GESTION ADMINISTRATIVA
Capítulo 9.
LA GESTION ADMINISTRA
TIV
A
ADMINISTRATIV
TIVA
Organización interna
Por Resolución ENRE N° 166/94 el Directorio aprobó, con carácter provisorio,
la estructura orgánica del Ente. De esta manera se adecuó la primera organización,
que fuera aprobada por Resolución ENRE N° 3/93, al mejor cumplimiento de los
objetivos que se fueron desarrollando en el primer año de actuación. Teniendo en
cuenta esta dinámica, el organigrama actual tiene carácter provisorio a fin de que
en el futuro, y a partir de los resultados que se reflejen, se pueda determinar una
estructura orgánica y funcional definitiva.
La estructura surgida de la Resolución ENRE N° 166/94, fue diseñada teniendo
en cuenta la política del Ente de tratar los temas bajo su jurisdicción, en forma
interdisciplinaria. Esta decisión está basada en la convicción de que esta metodología
evita la secuencialidad en la gestión y se mejoran los tiempos y la calidad de los
resultados.
El organigrama vigente contempla la existencia de áreas operativas y áreas de apoyo,
estando las primeras constituidas por la creación de las Areas de Control de Contratos
de Concesión de Servicios Públicos y de Mercados Eléctricos.
Presupuesto de los ejercicios de 1994 y 1995
El presupuesto del organismo se encuentra incluido en el Presupuesto General de
Gastos y Cálculo de Recursos de la Administración Nacional, sancionado por la
Ley N° 24.307 y su correspondiente Decreto de distribución del gasto. Al 31 de
diciembre de 1994, la ejecución presupuestaria ascendió a $ 11.259.256.
Durante el mes de setiembre de 1994, se elevó al Ministerio de Economía y Obras
y Servicios Públicos el proyecto de presupuesto para el año de 1995. El mismo fue
sancionado por Ley Nº 24.447 del Congreso de la Nación, por un monto de
87
capítulo nueve
capítulo nueve LA GESTION ADMINISTRATIVA
$15.558.088. Con posterioridad fue recortado por el Decreto N° 2.360/94 y por la
aplicación del Decreto N° 290/95, con lo cual el presupuesto efectivo de 1995 fue
de $13.223.000. La ejecución proyectada de este presupuesto, alcanza valores
superiores al 90 %.
Tasa de fiscalización y control
De acuerdo con lo establecido por el Artículo 67 de la Ley 24.065, las empresas
contribuyentes del Mercado Eléctrico Mayorista aportaron proporcionalmente y
dieron lugar al cobro de la tasa de fiscalización y control que ascendió a $ 11.985.840,
para 1994 . Cabe señalar que por Resolución ENRE N° 7/94, se aplicaron intereses
compensatorios y punitorios a las empresas que excedieron los vencimientos fijados
para el pago de la tasa, pero que el índice de cobrabilidad ha sido óptimo. Durante
el año de 1995 el importe total de la tasa solicitada a las empresas contribuyentes
fue de $ 13.100.000.
Balance anual
De acuerdo con lo establecido por el Artículo 63, Inciso f, y Artículo 64 de la Ley
24.065, el Ente confeccionó su Memoria y Balance del ejercicio irregular - nueve
meses - del año de 1993, sometiéndolo al contralor externo que ejerce la Auditoría
General de la Nación. El mismo resultó con dictamen favorable del citado organismo,
con fecha 12 de setiembre de 1994.
La Memoria y Balance correspondiente al ejercicio cerrado al 31 de diciembre de
1994, se encuentra en poder de la Auditoría. Su dictamen se produciría en el primer
trimestre de 1996.
Acuerdo con la Secretaría de Energía
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad ha celebrado un Convenio de
Asunción de Préstamo con la Secretaría de Energía, destinado a financiar estudios
y proyectos que merezcan la aceptación del Banco Internacional de Reconstrucción
y Fomento (BIRF), por la suma de U$S 1.504.000.
Se firmó el acuerdo, tomando en consideración las ventajas que ofrecen los intereses,
88
LA GESTION ADMINISTRATIVA
los plazos de amortización y las demás condiciones financieras de carácter general
que se desprenden del Acuerdo.
Durante el ejercicio de 1995 ingresaron al ENRE fondos provenientes de este
préstamo, para financiar proyectos por un importe superior a los U$S 300.000.
Contrataciones relevantes
El Ente ha celebrado, durante el período que cubre este Informe, contrataciones
con diferentes instituciones públicas y privadas para el cumplimiento de los objetivos
fijados en su Ley de creación. Estas contrataciones fueron la resultante de la política
adoptada por el Directorio del ENRE, en cuanto a mantener como planta
permanente, una dotación de personal mínima y calificada.
En dichas contrataciones se ha dado lugar a la participación de Universidades
Nacionales, Institutos de Investigación y la Sindicatura General de la Nación
Nueva sede
El Decreto N° 1398/92, reglamentario de la Ley 24.065, en su Artículo 55, faculta
al Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos, a determinar y transferir
al ENRE inmuebles de propiedad del estado para que se fije en ellos la sede del
Ente.
En tal sentido, con fecha 19 de diciembre de 1994, se suscribió con la Subsecretaría
de Administración de Bienes del Ministerio de Economía y Obras y Servicios
Públicos un boleto de compraventa, como principio de ejecución para la adquisición
de los inmuebles sitos en la Avenida Eduardo Madero 1014/1020 de la Ciudad de
Buenos Aires.
Por Resolución MEyOySP N° 271/95 se dio aprobación a lo actuado por la citada
Subsecretaría, habiéndose firmado la escritura traslativa de dominio del inmueble
en favor del ENRE ante la Escribanía General de la Nación, a fines del mes de
agosto de 1995.
89
capítulo nueve
CONCL
USIONES
CONCLUSIONES
Capítulo 10.
CONCLUSIONES
Capítulo 10.
CONCL
USIONES
CONCLUSIONES
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad ejerce sus funciones conforme a los
principios y a las disposiciones de la Ley 24.065, para que la actividad del sector se
ajuste al cumplimiento de los objetivos contenidos en las políticas nacionales de
abastecimiento, transporte y distribución de electricidad. El Marco Regulatorio es
una Ley Nacional aprobada por el Congreso, lo que importa decir que el organismo
cuenta con el más alto sustento institucional.
A partir de la vigencia de la Ley han comenzado a actuar calificados inversores y
operadores nacionales e internacionales, lo que significaría que dicho marco dio las
señales adecuadas para convocarlos, y que también contiene los elementos necesarios
para dar respuestas acordes con las expectativas de unos y otros. Atento la dinámica
que ha adquirido la prestación de servicios públicos, al incorporarse la competencia
y al observarse en el mundo notables avances tecnológicos, está claro que es sobre
el ENRE donde recae la responsabilidad de velar para que esas expectativas se vean
satisfechas.
A partir de su transformación, hace apenas cuatro años, el mercado eléctrico
argentino ha incorporado importantes actores que se desarrollan en un sector
regulado a través de instrumentos legales que aseguran la competencia en los espacios
donde resulta posible y establecen parámetros de control en los escenarios cautivos
pero, en uno y otro caso, con conocimiento previo de quienes decidieron su
incorporación al negocio eléctrico.
La introducción de la competencia, que mencionamos, se corresponde con
mecanismos de señales económicas que privilegian la eficiencia en la gestión. Por
otra parte, la regulación por resultados está encaminada a garantizar la vigencia de
la normatividad establecida y de los contratos libremente pactados.
Este conjunto de disposiciones está diseñado para permitir una rentabilidad
razonable a las empresas que operan eficientemente, porque la experiencia ha
enseñado que éste es uno de los requisitos de una prestación satisfactoria para los
usuarios.
91
capítulo diez
capítulo diez
CONCLUSIONES
La decisión transformadora fue tan fuerte y profunda que no sólo permitió una
rápida transferencia de las unidades de negocio en todos los segmentos de la actividad
a la iniciativa privada, sino que también facilitó la creación de nuevas empresas. De
esta forma, el Estado promueve la competitividad de los mercados de producción y
demanda de la electricidad, alentando las inversiones que aseguren el suministro a
largo plazo.
Tal como se expresa en este informe, el primero de los objetivos del ENRE es
«proteger adecuadamente los derechos de los usuarios» y toda su gestión está
destinada, en última instancia, a la satisfacción de este objetivo.
Ello conlleva, en una etapa primaria, a la «atención del usuario» que por otra parte
no puede circunscribirse a recepcionar reclamos y evaluar consultas, tampoco a
confeccionar un registro de las dudas e inquietudes que resultan de aspectos
insatisfactorios de la prestación. Cuando un usuario reclama, interesa tanto brindarle
una respuesta correcta, como poder identificar la falla técnica o el error de gestión
que provocó la queja y exigir de la empresa que subsane el inconveniente y evite su
reiteración. Por ello, el ENRE ejerce con intensidad los controles sobre la calidad
de la prestación y penaliza rigurosamente las desviaciones, obligando a las empresas
a multiplicar los recursos financieros, técnicos y de gestión en los tramos críticos
donde recae la multa.
Por lo tanto, el ENRE verifica la adecuada calidad del servicio, vigila el
comportamiento de los precios en todos los segmentos de la actividad y monitorea,
a través de resultados, el desempeño de los concesionarios. De esta manera los
induce a comportamientos previsibles que otorgan confiabilidad al servicio público
de electricidad.
Pero el ENRE entiende que la voluntad del legislador ha sido procurar que los
usuarios reciban un servicio de calidad creciente y costos decrecientes, tanto en el
presente como en el futuro. Para que ello suceda debe verificarse un sutil y armónico
entramado que también contemple los derechos de las empresas eficientes, a fin de
obtener ingresos necesarios para atender los incrementos de la demanda y las mayores
exigencias de calidad, al tiempo que percibir una retribución justa y razonable por
el capital invertido.
En el presente informe se ha procurado especialmente describir, con algún grado
de análisis, la manera en que, gradualmente, el mercado eléctrico comienza a adquirir
madurez. Durante los dos primeros años se enfrentaron problemas graves pero
92
CONCLUSIONES
primarios: «los colgados» y «el fraude» son ejemplos de ello, así como una apreciable
cantidad de reclamos sin atender o mal atendidos. Paulatinamente, ese tipo de
problemas ha perdido intensidad y ahora el servicio eléctrico plantea al regulador
temas de mayor complejidad, como los que corresponden a la función técnica del
transporte, a los valores del peaje y a la correcta determinación de los beneficiarios
en las ampliaciones de la capacidad de transporte.
Se advierte cuán rápidamente las innovaciones irrumpen en este mercado
transformado y privatizado, y cómo las expectativas económicas enfrentan la
diversidad de alternativas técnicas. Sin embargo, existe la seguridad de que, desde su
insustituible perspectiva - la adecuada protección de los derechos de los usuarios - el
ENRE viene articulando respuestas sobrias pero eficaces a los desafíos que
frecuentemente convocan sus intervención. Este informe quiere ser un testimonio
de ello.
93
capítulo diez