Problemas de Segunda Generación en la Reforma de los ...€¦ · Problemas de Segunda Generación...

Banco Interamericano de Desarrollo

Octubre 1999

Problemas de Segunda Generación en la Reforma de los Servicios Públicos

Ente Nacional Regulador de la Electricidad

de la República Argentina

Presidente: Juan A. Legisa*

En la elaboración de este documento participaron: Ing. Ernesto Kerszberg, Dr. Mariano García Cuerva, Ing. Ciro Bohorquez, Ing. Víctor Agüero, Ing. Silvia Merzi y Lic. Alejandra Robles

Problemas de Segunda Generación en la Reforma de los Servicios Públicos 2

PROBLEMAS DE SEGUNDA GENERACION EN LA REFORMA DE

LOS SERVICIOS PUBLICOS

INDICE LA TRANSFORMACION DEL SECTOR ELECTRICO ARGENTINO 3

EXPORTACION E IMPORTACION EN EL MEM 10 PROMOCION DE LA COMPETENCIA 15 A.- PRINCIPIO DE LIBRE ACCESO 15 B.- GENERALIZACION DEL DERECHO DE ELECCION DEL PROVEEDOR 17 C.- PROFUNDIZACION DE LA DESRREGULACION 19 CONTROVERSIAS 23 A.- JURISDICCION 23 B.- CASO EDESUR 25 C.- REVISION DE LA REMUNERACION DEL TRANSPORTE 35 D.- FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE 42


PROBLEMAS DE SEGUNDA GENERACION EN LA REFORMA DE LOS SERVICIOS PUBLICOS

LA TRANSFORMACION DEL SECTOR ELECTRICO ARGENTINO

La transformación del sector eléctrico iniciada en la presente década, en la

Argentina, resultó, por una parte, consecuencia de la necesidad, y por la otra como producto de un amplio consenso del cual no fue ajena la discusión teórica imperante a fines de la década del 80 y principios de la del 90.

No obstante, el factor acelerador del cambio fué la grave crisis que atravesó el sector en el verano 88/89 como resultado de muchos años de sucesivos desaciertos en la administración estatal.

La sanción y promulgación de la ley 23.696 de Reforma del Estado y la 23.697 de Emergencia Económica en 1989, marcó un hito respecto del papel del Estado en la República Argentina. Se institucionaliza la decisión de abandonar el papel del estado como empresario para asumir el rol de diseñador de políticas, regulador de actividades esenciales y también el de ejercer el contralor del desenvolvimiento de las mismas.

Pero en el caso del sector eléctrico, es la Ley 24.065, que conforma junto con la Ley 15336 el "Marco Regulatorio Eléctrico", la que se constituye en el punto de inflexión de la política del sector, reemplazando los proyectos de ordenamiento por uno de transformación.

Hasta la sanción de esta ley, el sector eléctrico argentino se encontraba estructurado en un esquema de integración vertical, lo significa que las empresas integradas verticalmente desarrollaban, en general, todos los segmentos de la industria eléctrica (generaban, transportaban y finalmente distribuían a los usuarios).

El Marco Regulatorio Eléctrico definió los actores privados que se fueron incorporando en todos los segmentos de la industria eléctrica y como consecuencia de esto, surge como necesaria la presencia del Estado como garante de la transparencia de los mercados en competencia. En razón de la transferencia a entidades privadas de los servicios públicos con carácter monopólico, la regulación se planteó para crear condiciones de emulación de la competencia, allí donde ésta no era posible.

El Estado ha concentrado su accionar en el rol de regulación de la actividad y el control de las empresas concesionadas privadas, en salvaguarda de los intereses de los usuarios.

La puesta en marcha del proceso de transformación posibilitó activar inversiones privadas que posibilitaron revertir un cuadro de escasez, o de baja calidad, de energía eléctrica por otro de abundancia, y pasar de prestaciones inseguras a servicios confiables, a precios más bajos.


Debe quedar claro que no todos los problemas del sector quedaron resueltos con la sanción del Marco. Había que trabajar en el diseño de criterios y procedimientos operativos que fueran completando el cuerpo de normas y disposiciones regulatorias para que instalaciones y empresas que funcionaban con ajuste al sistema anterior, se adecuaran a los nuevos lineamientos, cuya característica saliente está dada por reglas de mercado de competencia, y, en los segmentos monopólicos, por normas específicas y parámetros de calidad y eficiencia

Es importante destacar la ubicación institucional del órgano regulador. Creado por Ley de la Nación como organismo autárquico y con plena capacidad jurídica para actuar en los ámbitos del derecho público y privado, el ENRE tiene como mandato ajustar su accionar a los principios y normas del Marco Regulatorio, asegurando la prestación de los servicios en condiciones de confiabilidad, competitividad, igualdad, libre acceso, con tarifas justas y razonables adecuada a la calidad exigible de prestación, protegiendo los derechos de los usuarios y garantizando el suministro a largo plazo.

El hecho de que el Marco Regulatorio haya sido sancionado y promulgado por Ley, lo encuadra adecuadamente en el criterio posteriormente sustentado por la Reforma Constitucional de 1994, en cuanto a la necesaria intervención legislativa en la formulación de los marcos Regulatorios de los servicios públicos privatizados.

El art. 1° de la Ley 24.065 caracteriza al transporte y la distribución de electricidad como servicios públicos, que se prestan en condiciones de mercado monopólico con usuarios cautivos en los que la regulación determina y controla precios y la calidad previniendo la ocurrencia de prácticas que configuren abuso de posición predominante en el mercado. En lo que se refiere a las instalaciones, tanto de Transporte como de Distribución, rige el principio de “Libre Acceso” que posibilita que cualquiera puede hacer uso de las mismas sin restricciones ni oposición por parte del titular, pagando los costos correspondientes, garantizando que el mismo no se constituya en un límite al principio.

La generación, cualquiera sea su destino, es considerada actividad de interés general, que opera en un mercado de competencia, cuyo funcionamiento se ajusta a las normas legales y a los Procedimientos operativos de modo que los generadores reciban una tarifa uniforme para todos, en cada lugar de entrega fijado por el Despacho Nacional de Cargas, calculada con ajuste al costo económico del sistema, considerando el costo que represente para la comunidad la energía no suministrada. El costo económico está representado por el costo marginal de corto plazo.

Los distribuidores están obligados a suministrar la totalidad de la energía que les sea demandada en el área geográfica de su concesión, no pudiendo alegar falta de suministro. Esta obligación –conjuntamente con un adecuado esquema de precios y tarifas, es la que actúa como garantía para que, de acuerdo a las estimaciones de la evolución de la demanda, se tomen los recaudos correspondientes para que en los segmentos de transporte y distribución, se realicen las inversiones necesarias para asegurar el suministro.

La Ley 24.065 ha dispuesto la desintegración vertical de la actividad, limitando la participación de los propietarios de empresas de un segmento en la propiedad de empresas de otro segmento. Las limitaciones alcanzan, también a empresas


controladas, y según el caso, controlantes, mediante la tenencia de paquetes accionarios. Sin embargo, con previa aprobación del ENRE, dos o más transportistas o dos o más distribuidores pueden fusionarse o consolidarse en un mismo grupo empresario. Otro requisito que tiende a garantizar la no constitución de situaciones que configuren posición dominante, es que las acciones de las sociedades que se dediquen a distribución o transporte de energía eléctrica, deben ser nominativas no endosables.

Con la finalidad de evitar eventuales situaciones de discriminación favoreciendo a algunos usuarios en detrimento de otros, los transportistas tienen prohibido comprar y vender energía eléctrica.

Un agente del mercado eléctrico cuya presencia tiene como objetivo propiciar la competencia, es el Gran Usuario, que es aquel que puede contratar para consumo propio, en forma independiente, su abastecimiento de energía eléctrica con un generador o distribuidor. La reglamentación de los procedimientos operativos ha ido fijando módulos decrecientes de potencia y energía para acceder a esa categoría de usuario.

El Marco Regulatorio fijó los objetivos de la política nacional en materia de abastecimiento, transporte y distribución de electricidad.

LEY 24.065 – Artículo 2º

Objetivos de Política General

* Proteger adecuadamente los derechos de los usuarios

* Promover la competitividad en producción y alentar inversiones que garanticen el suministro a largo plazo

* Promover el libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios de transporte y distribución

* Regular las actividades del transporte y distribución asegurando tarifas justas y razonables

* Incentivar y eficientizar la oferta y demanda por medio de tarifas apropiadas

* Alentar las inversiones privadas asegurando la competitividad de los mercados

La etapa inmediatamente anterior a la transferencia a manos privadas de las empresas estatales exigió la transformación de las mismas, para adecuarlas al nuevo modelo regulatorio.

Cada una de las tres grandes empresas del Estado Nacional fue dividida en unidades de negocios independientes, bajo la forma de sociedades por acciones, siendo el propio Estado Nacional el tenedor inicial del cien por cien de dichas acciones. Esas unidades de negocios debían tener viabilidad económica y las empresas de transporte y distribución fueron concesionadas, estableciéndose cuadros tarifarios iniciales y un régimen de calidad de servicio y sanciones por incumplimiento, contenido todo en los contratos respectivos.


En el caso de las empresas de transporte y distribución, una vez implementado el mecanismo anteriormente descripto, se procedió a vender, en licitación pública internacional, el paquete accionario de control. Este paquete de control es indivisible. Para el caso de la generación térmica, lo que se vendió fueron directamente los activos, y en lo que hace a la generación hidráulica, fue necesario previamente concesionar el uso del recurso agua, que siempre es propiedad de la nación y las provincias.

En un esfuerzo por simplificar los grandes objetivos perseguidos por las nuevas reglas de juego, diríamos que son: la introducción de la competencia directa en la producción, donde el despacho se basa en los costos y son los generadores más eficientes los que producen. Competencia en la producción para los grandes usuarios quienes pueden contratar libremente sus compras de energía. Competencia en las ampliaciones del sistema de transporte, que deben ser solventadas por los beneficiarios y adjudicadas por concurso, y simulación de competencia en los segmentos regulados, procurando precios (tarifas) comparables a los que se obtendrían si el mercado operara bajo un régimen de competencia.

Como hemos dicho la producción de energía eléctrica opera en condiciones de competencia, y para que el mercado pueda desarrollarse plenamente, la ley ha previsto la entrada de nuevos participantes sin condicionamientos en el caso de los operadores térmicos, mientras que la generación hidroeléctrica esta sujeta a concesión por las razones arriba expresadas.

La realidad tecnológica de la industria eléctrica impone sin embargo ciertas restricciones a la introducción absoluta de la competencia en todo el sistema. Por ejemplo, la necesidad de igualar oferta con demanda en forma instantánea y la imposibilidad de almacenar el fluido eléctrico lleva a que se deba operar con un despacho centralizado que determina: dónde, quién y cuanto se generará al mismo tiempo. Se ha creado para esto una entidad responsable del mercado mayorista: la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, Sociedad Anónima (CAMMESA) que es la responsable del Organismo Encargado del Despacho (OED).

El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) abastece el 93% de la demanda del sistema eléctrico argentino, mientras que el sistema patagónico, no vinculado al primero, cubre el 6% de la demanda , y el 1% de los requerimientos de energía restante es abastecido por pequeños sistemas aislados, alejados de los grandes centros de consumo.

El MEM está asociado al SADI (Sistema Argentino de Interconexión) con casi 8.000 Kms de líneas de 500 kV y mas de 13000 Kms de líneas de 132 y 220 kV, que cubren casi toda la extensión del país.


EL BRACHO

RECREORECREO

MALVINASMALVINAS

RESISTENCIARESISTENCIA

ROMANGROMANG

C.ELIAC.ELIA

Sto:Sto:TOMETOME

ROSARIOROSARIOOESTEOESTE

HENDERSONHENDERSON

PUELCHESPUELCHES

CHOELECHOELECHOELCHOEL

ALMAFUERTEALMAFUERTE

ALICURAALICURA

P. DEL AGUILAP. DEL AGUILA

PLANICIEPLANICIEBANDERITABANDERITA

BAHIABAHIABLANCABLANCACHOCONCHOCON

SALTO GRANDESALTO GRANDE

YACYRETAYACYRETA

EZEIZAEZEIZA

ABASTOABASTO

OLAVARRIAOLAVARRIA

RODRIGUEZRODRIGUEZ

GRANGRANMENDOZAMENDOZA

FUTALEUFUFUTALEUFU

P. MADRYNP. MADRYN

POSADASPOSADAS

TRANSNEA836 km

601 MVA

Sistema deTransporte Nacional

TRANSENER7950 km

6450 MVA

TRANSNOA2464 km956 MVA

DISTROCUYO1245 km

1025 MVA

TRANSCOMAHUE829 km

387 MVA

TRANSPA2217 km

1248 MVA

TRANSBA5524 km

2280 MVA

La potencia instalada actual (Ago/1999) de generación es de 20.326 MW y representa la siguiente estructura: 50 % térmico; 45% hidráulico y 5% nuclear.

La estructura de la generación, por tipo de equipamiento es : 45% térmico, 44% hidráulico y 11% nuclear, para un total generado en 1998 del orden de 70.000 Gwh.


El segmento de la producción ha mantenido una fuerte expansión, respondiendo a las necesidades de un mercado cuyo consumo creció un 71% entre 1991 y 1998, y posibilitó la convergencia entre oferta y demanda, con el consiguiente efecto en los precios del mercado mayorista. Si consideramos el período analizado, se puede observar una caída del precio spot (monómico) del orden del 48%.

NOAP=1187 MWD=809 MW

NEA

P=1858 MWD= 391MW

CENTROP=2148 MW

D= 1148MW

GBA-L-BAP=7686 MWD=9033 MW

CUYOP=1276 MWD= 795MW

COMAHUEP=5333 MWD= 482MW

PATAGON.

P= 840 MWD= 622MW MEMSP

MEM+MEMSP

CapacidadInstalada: 20326 MW

DemandaMáxima: 13210 MW

MEM

CapacidadInstalada: 19486 MW

DemandaMáxima: 12650 MW


En el tramo de la generación,(competitivo), se han producido logros importantes. El proceso de inversiones realizadas ha garantizado mayores posibilidades de abastecer al sistema. Mayor producción y mejor calidad, permiten mayor confiabilidad a distribuidores y usuarios.

El cuadro que sigue da cuenta de la evolución de la composición del Sistema Eléctrico Argentino. TOTAL MEM + MEMSP

Dic-93 Dic-94 Dic-95 Dic-96 Dic-97 Dic-98

AUTOGENERADORES 2 5 9 9 11 12

G. U. M AYORES 18 80 208 265 350 392

G. U. MENORES -- -- 207 459 797 1502

TRANSPORTISTAS 7 14 21 21 25 30

DISTRIBUIDORES 26 25 26 28 31 31

GENERADORES 23 31 37 43 44 44

COGENERADORES -- -- -- -- 2 3

COMERCIALIZADORES -- -- -- -- -- 1

TOTAL 76 155 508 825 1260 2015

MEM: Mercado Eléctrico Mayorista

MEMSP: Mercado Eléctrico Mayorista –Sistema Patagónico.

GU : Grandes Usuarios


EXPORTACIÓN E IMPORTACIÓN EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA

1.- INTRODUCCIÓN

Se describe la normativa aplicable a la exportación e importación de energía eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista Argentino, los acuerdos de intercambio internacionales existentes, las responsabilidades del Ente Nacional Regulador de la Electricidad relativas a este tema y los proyectos actualmente en marcha.

2.- NORMATIVA APLICABLE

Se describe a continuación la parte fundamental de normativa aplicable para las operaciones de exportación e importación en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM)

2.1.- Ley N° 24.065

Articulo 34. - La exportación e importación de energía eléctrica deberán ser previamente autorizadas por la Secretaría de Energía dependiente del Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos.

Articulo 56. El ente tendrá las siguientes funciones y facultades:

f) Determinar las bases y condiciones de selección para el otorgamiento de concesiones de transporte y distribución de electricidad mediante procedimientos públicos o privados cuando razones especiales debidamente acreditadas así lo justifiquen

g) Llamará a participar en procedimientos de selección y efectuará las adjudicaciones correspondientes, firmando el contrato de concesión ad referéndum del Poder Ejecutivo el que podrá delegar tal función en el órgano o funcionario que considere conveniente;

h) Propiciar ante el Poder Ejecutivo, cuando corresponda, la cesión, prórroga, caducidad o reemplazo de concesiones;

2.2.- Decreto 0974/97.

♦ Distingue funcionalmente entre un transporte regional de energía eléctrica y uno interregional

♦ Define el transporte de energía eléctrica de interconexión internacional.

♦ Diferencia como un tercer subconjunto con características propias al transporte destinado a vincular eléctricamente a oferentes o demandantes mayoristas de energía eléctrica situados en el territorio nacional con oferentes o demandantes situados en otros países.

♦ Sostiene el acceso abierto no discriminatorio.

♦ Considera en forma conjunta las operaciones de exportación e importación de energía eléctrica y la construcción de instalaciones que en el territorio argentino estén destinadas a permitir su ejecución.


♦ Delega en la secretaría de energía la facultad de otorgar las concesiones y fijar reglamentaciones para el transporte de energía eléctrica de interconexión internacional.

♦ Caracteriza como servicio público sujeto a concesión al transporte de energía eléctrica de interconexión internacional

♦ Indica que estas concesiones en ningún caso implicarán un privilegio de exclusividad territorial que impida conferir iguales derechos a terceros en la misma zona.

♦ Fija condiciones para

A) la constitución de la sociedad concesionaria

B) la responsabilidad de la concesionaria en la prestación del servicio

C) el régimen tarifario de los sistemas de transporte de energía eléctrica de interconexión internacional:

2.3.- Resolución SEyP 0021/97.

♦ Precisa los aspectos regulatorios relativos al transporte de energía eléctrica de interconexión internacional.

♦ Introduce en los reglamentos de transporte al de energía eléctrica de interconexión internacional

♦ Establece criterios regulatorios para posibilitar compromisos de comercialización internacional.

♦ Establece los procedimientos para ejecutar ampliaciones de las instalaciones de transporte de energía eléctrica de interconexión internacional.

♦ Reglamenta el procedimiento a seguir para solicitar y otorgar una concesión de transporte de energía eléctrica de interconexión internacional

♦ Establece criterios para el establecimiento de los aspectos esenciales, el régimen remuneratorio y el régimen de calidad de servicio y sanciones de una concesión de transporte de energía eléctrica de interconexión internacional.

♦ Aclara que las concesiones de transporte de energía eléctrica de interconexión internacional que otorgue el ENRE serán convalidadas por la Secretaría ad referéndum del PODER EJECUTIVO NACIONAL.

♦ Incorpórase la reglamentación de ingreso de participantes al mercado eléctrico mayorista y de la comercialización en el mercado eléctrico mayorista.

3.- ACUERDOS DE INTERCAMBIO INTERNACIONALES

Se listan a continuación los acuerdos de intercambio energético internacionales existentes.

♦ Acuerdo de Interconexión Energética entre la República del Uruguay y la República Argentina - 1983.


♦ Convenio de Cooperación Recíproca para la Integración Eléctrica entre la República de Paraguay y la República Argentina – 1987.

♦ Acuerdo de Complementación Económica N° 16 (ACE 16) entre el Gobierno de la República Argentina y el Gobierno de la República de Chile – 1991

♦ Protocolo de Intenciones entre la República Argentina y la República Federativa del Brasil sobre Integración en Materia Energética – 1996.

♦ Memorándum de Entendimiento entre la República Argentina y la República Federativa del Brasil sobre el desarrollo de Intercambios y futura integración Eléctrica – 1997.

♦ Protocolo adicional al ACE N° 16 sobre “Normas Que Regulan la Interconexión Eléctrica y el Suministro de Energía Eléctrica entre la República Argentina y la República de Chile” - 1997.

♦ Acuerdo de alcance parcial sobre Integración Energética entre la República Argentina y la República de Bolivia - 1998.

♦ Memorándum de Entendimiento Relativo a los Intercambios Eléctricos e Integración Eléctrica del MERCOSUR, DEC. N 10/98 del CMC - 1998.

4.- RESPONSABILIDADES DEL ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE)

♦ Considerar una solicitud y resolver el otorgamiento de una concesión de transporte de energía eléctrica de interconexión internacional

♦ Resolver las objeciones u oposiciones de Agentes del MEM al otorgamiento de una concesión.

♦ Supervisar la selección del Transportista titular de la Concesión que debe realizarse mediante un procedimiento de concurso público de precios.

♦ Efectuar un llamado a Audiencia Pública para tratar los siguientes aspectos:

1) impacto de la obra propuesta sobre el sistema.

2) las observaciones de los agentes del MEM que se encuentren en condición de demostrar que sus instalaciones resultarán afectadas por las instalaciones proyectadas.

3) los aspectos ambientales relevantes en relación a las instalaciones proyectadas.

♦ Revisar y aprobar la documentación licitatoria propuesta por los solicitantes para el proceso de selección del concesionario de transporte de energía eléctrica de interconexión internacional

♦ Supervisar el llamado y en particular el procedimiento de selección del Adjudicatario.

♦ Establecer el monto a reconocer como costos de operación y mantenimiento asociados al uso por terceros de las Instalaciones en cuestión.


♦ Establecer las exigencias técnicas y antecedentes mínimos a satisfacer por el futuro concesionario.

♦ Fijar el valor de peaje de las instalaciones de interconexión en el caso en que la ampliación se hubiera concretado mediante el mecanismo del Acuerdo entre Partes.

5.- PROYECTOS EN CONSTRUCCION

5.1.- InterAndes: Interconexión Güemes – Paso Sico (Conexión a Chile)

El Proyecto, en términos generales, tiene por finalidad el abastecimiento de un contrato de venta de energía en firme a través de:

a) Una central termoeléctrica a ser situada en la localidad de Güemes, Provincia de Salta y

b) Una línea de transmisión por la cual se vincule el punto de generación con el punto de entrega en frontera.

Por medio de este proyecto Termoandes S.A. cumplirá con las obligaciones por entrega de energía en firme que surgen del contrato suscrito con la empresa chilena Chilgener S.A. que diere origen al proceso de autorización de exportación de energía eléctrica.

Con relación a las características principales de la línea de transporte de energía eléctrica a construirse, para la cual se requiere por la presente el correspondiente otorgamiento de una concesión, la misma tendrá una longitud aproximada del lado argentino de 263 km con una tensión nominal de 345 kV simple circuito, montada sobre estructuras de acero galvanizado, autosoportantes tipo “Y” o “V” arriendadas, con disposición horizontal de fase.

En territorio chileno la línea de alta tensión tendrá una longitud de 143 km.

La línea en cuestión no estará vinculada al Sistema Argentino de Interconexión en ninguno de sus nodos, operando la misma en forma totalmente aislada del mismo.

En cuanto a la central termoeléctrica a construirse, la misma tendrá una configuración de Ciclo Combinado con una potencia de alrededor de los 630 MW netos en su etapa final.

La autorización de exportación es para el tipo de contrato de potencia firme con una exportación creciente de energía según:

a) iniciada la actividad con 1800 GW-h/año a partir del 1° de enero de 1999,

b) Al efectuar el primer incremento de capacidad, antes del 1° de enero de 2001, la energía anual crecerá a 3.400 GW-h/año.

c) al efectuar el segundo incremento de capacidad, antes del 1° de enero del 2003, la energía anual producida crecerá hasta alcanzar un total de 5.000 GW-h/año

Esto es por el término de 27 años a partir del 1° de enero de 1999.


Con respecto al estado actual de la obra, en general en la línea el atraso estimado es de dos meses y medio respecto al cronograma inicial, habiéndose mejorado en la actualidad en algunos aspectos el ritmo de la obra civil.

La inversión estimada para la primera etapa es de 440 millones de dólares.

5.2.-Proyecto- Rincón Santa María – Garabí (Conexión a Brasil)

CIEN Compañía de Interconexión Energética, adjudicataria de la licitación realizada por Electrosur y FURNAS, firmó contratos por veinte anos y tres meses, a partir del 01/03/2000, con Central Costanera por 500 MW y con CEMSA por otros 500 MW para poder cumplir con los 1000MW de potencia firme objeto de la licitación antes citada.

Central Costanera y CEMSA se han presentado ante el ENRE solicitando la concesión de transporte internacional teniendo en cuenta que ya contaban con los permisos de exportación otorgados por la Secretaría de Energía. En este momento se encuentra en marcha el proceso de otorgamiento de la concesión.

En este sentido tanto Central Costanera y CEMSA cuentan con un acuerdo con Compañía de Transporte del Mercosur, por la metodología de acuerdo entre partes, para que esta empresa sea la que lleve adelante la construcción y operación del sistema de transporte de interconexión internacional.

Desde el punto de vista del proyecto, la idea es vincular desde el nodo Rincón de Santa María hasta el nodo frontera completando el proyecto del otro lado del río, o sea en la República Federativa del Brasil, con instalación de una conversora 50 Hz / 60 Hz que va a actuar en el paraje Garabí, en un predio que había sido indicado por las autoridades al momento de efectuarse la licitación, con 385 km de línea desde Garabí pasando por Santo Angelo y llegando a la subestación Itá, donde se entrega la energía.

La traza en el lado argentino está basada en la originalmente estudiada por la UESTY y se van a construir aproximadamente 130 km de línea de 500 kV en la Provincia de Corrientes.

La línea consiste en una simple terna, va a tener estructuras de suspensión que van a ser arriendadas de tipo “V” y A.

La inversión prevista para este proyecto es de 350 millones de dólares en Brasil y 44 millones de dólares en el lado Argentino.


PROMOCION DE LA COMPETENCIA

A.- LIBRE ACCESO

El principio de libre acceso tiene una importancia capital en el armado de la reforma del sector eléctrico.

Conforme lo establecido en el artículo 22 de la Ley Nº 24065 los transportistas y distribuidores están obligados a permitir el acceso indiscriminado de terceros a la capacidad de transporte de sus sistemas, que no esté comprometida para abastecer la demanda contratada, en las condiciones convenidas por las partes y en los términos establecidos en dicha Ley.

En un lenguaje simple esto significa que el acceso a las redes por parte de de terceros no puede ser impedido sin argumento, o argumentando preferencias o intereses, sino únicamente por insuficiencia de capacidad excedente, una vez atendida la demanda del propietario de dichas redes.

La única restricción al libre acceso es que no tenga un impacto negativo sobre el sistema o sobre otros agentes, entendido desde el punto de vista eléctrico, aunque este es un punto que puede dar lugar a un larga discusión si no es muy evidente el efecto, y normalmente existen soluciones técnicas que mitigan dicho efecto.

Antes de abundar en el tema es conveniente precisar el concepto de capacidad de transporte, y sus distintas variantes.

Definimos como Capacidad de Transporte Técnica entre uno o más nodos emisores y uno o más nodos receptores definidos, a la capacidad de transmitir potencia a través de la red, entre dichos conjuntos de nodos, y que resulta de la aplicación concurrente de limitaciones que obedecen a efectos de origen térmico, de tensión, o de estabilidad, más las previsiones de márgenes de capacidad de transporte debidas a criterios de confiabilidad y/o seguridad

Asimismo, en base a consideraciones de prioridad de uso, se puede diferenciar la capacidad entre firme y no firme.

La capacidad de transporte "firme" se entiende como un derecho, detentado por un agente, a que le sea suministrado un servicio de transporte que solo pueda ser interrumpido o restringido en casos de contingencias u operación del sistema en condiciones anormales o de emergencia;

En cambio, la capacidad de transporte "no-firme" es un servicio de transporte que, adicionalmente a las causas mencionadas, puede ser interrumpido o restringido debido a la utilización de la capacidad de transporte por parte de otros agentes que detenten la prioridad en el uso de la misma, o sea capacidad de transporte "firme".


En función de estas definiciones, la capacidad remanente de la red, entre uno

o más nodos emisores y uno o más nodos receptores, se debe entender como la diferencia entre la Capacidad de Transporte Técnica y la suma de las capacidades de transporte firme comprometidas, entre dichos nodos.

Ahora bien, en base a las concesiones que estructuran el Sector Eléctrico se establecen distintas circunstancias, y consiguientemente distintos alcances del principio de libre acceso. La distinción se da básicamente en dos ámbitos: El Sistema de Transporte y las redes de Distribuidores que ofician de Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte.

En las instalaciones del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y de los Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal, fueron transferidas a los actuales concesionarios sin reserva de capacidad de transporte en favor de ningún agente del Mercado Eléctrico Mayorista, lo que se traduce en la inexistencia de privilegios o prioridades, por precedencia de acceso sobre dichas instalaciones o por cualquier otro motivo.

Por consiguiente, todos los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista hacen uso del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y de los Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal, en condiciones de capacidad de transporte "no-firme".

Aquí debemos hacer una segunda distinción entre el carácter del Agente.

Para los Agentes Generadores el uso de la capacidad de transporte del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y de los Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal es intrínsecamente "no-firme" puesto que esta condicionado a que sean convocados y despachados por el Organismo Encargado del Despacho (OED), que atendiendo a la reglamentación vigente, asigna a los mismos la prioridad y el orden en que acceden a dichos sistemas.

Para los agentes que constituyen demanda, ante la existencia de escasez de capacidad de transporte, éstos verán reducido su abastecimiento de energía eléctrica, dando una señal para que las soluciones a implementar a los fines de superar esa escasez deba ser encarada por el conjunto de todos los agentes involucrados por la restricción.

En el Sistema de Transporte existe una sola excepción al principio de libre acceso, que son las líneas de uso exclusivo, las que no revisten la condición de servicio público, y por lo tanto no son alcanzadas por el mismo.

Se denomina Función Técnica del Transporte (FTT) al servicio de vinculación que cumplen las instalaciones eléctricas que forman parte del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) o las que están conectadas con éstas, encuanto comunican


fisicamente a vendedores y compradores de energía eléctrica, entre si y con el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Para los transportistas esta es su función específica, mientras que para otros agentes como Distribuidores y eventualmente Grandes Usuarios es una función a la que están obligados, pero se trata de una función subordinada al cumplimiento de su función específica, que es la de distribuir energía a sus usuarios o proveersela a si mismos.

En el ámbito de los Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte, el concepto de capacidad de transporte remanente se define, en consecuencia, como la diferencia entre la capacidad de Transporte Técnica de las instalaciones, y la necesaria para que el Prestador Adicional de la Función Técnica de Transporte atienda su demanda contratada, que es la demanda de sus usuarios, más la previsión del criterio de confiabilidad del servicio utilizado por tal prestador en la generalidad de sus instalaciones.

La contracara del libre acceso es una eventual conducta oportunista de algunos agentes conocida como "free riding", que traducido a nuestra lengua podría denominarse "viajar de colado", y que se refiere a la utilización gratuita (en términos de capital asociado a la inversión) de la capacidad de transporte aportada por una ampliación realizada por otros agentes que asumen los costos de construcción de la misma, lo que además de violar el principio de equidad, causar innecesarias demoras en la concreción de las obras, y finalmente desalienta la expansión del sistema de transporte.

Por este motivo la reglamentación incluye la posibilidad de solicitar reserva del 90 % de la capacidad, solo para líneas radiales, y por un plazo de 6 años únicamente, pero lo limitado de esta configuración y del plazo de protección lo hace poco atractiva como solución.

B.- GENERALIZACION DEL DERECHO DE ELECCION DEL PROVEEDOR DE ENERGIA ELECTRICA

Los Grandes Usuarios

Con tal fin se estableció la figura del Gran Usuario como agente del Mercado Eléctrico Mayorista, tendiendo a beneficiar directamente a demandas concentradas haciéndolas participar de la operatoria de dicho mercado.

Gran Usuario es aquel usuario que por su característica de consumo puede celebrar contratos de compraventa de energía en bloque, negociando condiciones que le proporcionen un plus de beneficios respecto de obtener el abastecimiento del distribuidor en cuya zona de concesión está ubicado. Como una forma de incentivar el desarrollo de este tipo de operaciones, los módulos de potencia requeridos para


poder aspirar a ser Gran Usuario se han ido reduciendo desde el comienzo de la vigencia del Marco Regulatorio de 5000 kW a 50 kW.

Se plantean así, nuevas relaciones entre agentes -y no agentes del Mercado Eléctrico Mayorista- que, para el caso de los prestadores, sin ser transportistas, pasan a prestar -adicionalmente a su función- la función técnica de transporte a otros agentes del Mercado Eléctrico Mayorista.

Las relaciones entre agentes crecen en número y complejidad, evolucionando, por ejemplo, de 18 grandes usuarios a fines de 1993, a más de 1800 hacia fines de 1998.

Los distribuidores del MEM deberán comprometer el libre acceso, pero no gratuito, a sus instalaciones en tanto cuenten con capacidad remanente para ello. En ese contexto, el ENRE, precisa los criterios para el ejercicio del derecho de libre acceso a la capacidad de transporte de los sistemas del transportista y/o distribuidor, además de garantizar el derecho mismo al libre acceso.

La Función Técnica de Transporte de Energía Eléctrica, es el servicio de vinculación que cumplen las instalaciones eléctricas que forman parte del Sistema Argentino de Interconexión, o las que están conectadas con éstas o con instalaciones conectadas con éstas últimas, sin distinción de las personas públicas o privadas a quienes pertenezcan, en cuanto comunican físicamente a los vendedores y compradores de energía eléctrica entre sí y con el Mercado Eléctrico Mayorista.

Todas las instalaciones eléctricas, en cuanto sirven a la Función Técnica de Transporte, están alcanzadas por los principios de libre acceso no discriminatorio contenidos en la Ley 24.065. Además del valor del Principio de libre acceso, consagrado por la ley, la importancia de su inclusión en Los Procedimientos radica en que, quienes sean reconocidos como agentes del Mercado Eléctrico Mayorista, adquieren el compromiso de operar de acuerdo a la metodología establecida para ese fin, dictadas por la Secretaría de Energía y el ENRE.

Las condiciones de prestación de los servicios de transporte y/o distribución, forman una unidad en cuanto a calidad y precio. Cada calidad se corresponde con un precio de prestación, el ENRE es quien aplica y trabaja en la fijación de las tarifas correspondientes, de acuerdo con la evolución del sistema y de su calidad resultante.

Los grandes Usuarios del MEM - Características Acordar un Contrato con un Generador Los Cargos de Transporte deben ser pagados adicionalmente Sin restricción en nivel de tensión


GUMA GUME GUPA

POTENCIA

Mayor de 1000 kW 100 kW hasta 2000 kW 50 kW hasta 100 kW

CONTRATO

Mínimo 50 % de la demanda 100 % de la Demanda 100 % de la Demanda

Energía mayor a 4380 MWh/año

Duración mínima: 1 año Duración mínima 2 años Duración mínima 2 años

MEDICION COMERCIAL

Es responsabilidad del agente Es responsabilidad del Distribuidor Es responsabilidad del Distribuidor

TRANSPORTE

Pagan peaje al PFTT Pagan peaje al PFTT Pagan peaje al PFTT

SEÑALES DEL MEM

Son activos a las señales Son pasivos a las señales Son pasivos a las señales

C.- PROFUNDIZACIÓN DE LA DESREGULACIÓN

Condiciones iniciales

La reestructuración del sector junto con la creación de un Mercado Mayorista (el MEM) fueron los instrumentos que iniciaron la transformación de la industria eléctrica en Argentina. El marco regulatorio eléctrico y el conjunto de reglas denominado LOS PROCEDIMIENTOS diseñaron la organización del mercado y crearon señales económicas con el objeto de promover el uso económico de los recursos, la calidad del servicio y el desarrollo eficiente de la inversión.

La estructura inicial del sector y la magnitud del cambio establecieron condicionalidades a este proceso, entre ellas:

• Restricciones a las modalidades de declaración y cálculo del precio de la energía, ya que las posibilidades de competencia quedaban limitada en tanto se diversificaran los agentes.

• El cierre del mercado (y por lo tanto la sanción de precios) quedaba afectado por una condición de faltante estructural en la oferta.

• Las nuevas empresas (agentes) del MEM necesitaban de un plazo de aprendizaje para especializarse en los nuevos negocios y en el conocimiento de los resultados de las nuevas reglas.

Condiciones Actuales.

Dentro del desarrollo que presenta hoy el MEM se puede observar lo siguiente:


• Que las reglas para la expansión de la red, la programación y el despacho crearon condiciones que promovieron la competencia en las actividades de generación, comercialización y ampliaciones de Transporte, así como la eficiencia en la operación y en nuevas inversiones.

• Que los regímenes de precios permitieron reflejar los cambios tecnológicos, el incremento de competencia, y los cambios en los costos medios de producción, y que dichos cambios se trasladaran a los usuarios finales, garantizando así que pagaran tarifas justas y razonables.

• Que se han diversificado los agentes, tanto en número como en tipo, localización y características particulares, conformando las condiciones necesarias para un real mercado con diversidad de compradores y vendedores, dónde cada agente tiene no sólo la libertad sino también la posibilidad de elegir a quien vender o comprar;

• Que las restricciones operativas que afectan el despacho necesitan reflejarse en los precios de corto plazo, como incrementos ante falta de calidad y riesgo de interrupciones a nivel mayorista, y como decrementos ante exceso de oferta.

• Que el mercado se caracteriza por lograr su cierre sin necesidad de restricciones programadas al suministro por falta de oferta de generación y que, dada esta realidad, el tema más critico para los usuarios pasa a ser la calidad que pretenden y los precios a pagar por ella.

• Que los agentes han desarrollado conocimiento y experiencia en diseñar y adoptar estrategias operativas y comerciales, así como en negociar contratos.

• Que la apertura de las fronteras del MEM a operaciones de importación y exportación incrementa el tamaño del mercado y modifica las características de la demanda y la oferta en función de los requerimientos de los contratos firme y operaciones Spot entre mercados, así como las condiciones de operación del sistema.

El haber logrado esta nueva estructura, técnica, comercial y empresaria que conforma hoy el MEM demuestra el éxito de los principios y criterios básicos que definen el marco regulatorio eléctrico. Sin embargo, la mayor parte de las condicionalidades que hicieron necesario definir restricciones y controles a la operación del mercado hoy han desaparecido. Existe, entonces, la posibilidad de desarrollar un mercado más dinámico.

Etapa de Desregulación de las Condicionalidades Vigentes.

La siguiente etapa del MEM consiste en la desregulación de LOS PROCEDIMIENTOS, o sea la eliminación de aquellas restricciones y normas administrativas que, si bien tuvieron un justificativo válido en las primeras etapas de la transformación y permitieron así lograr el éxito que evidencia el MEM, no se ajustan a la realidad actual y en algunos casos limitan el desarrollo eficiente del mercado. Existiendo condiciones de competencia y agentes con experiencia y conocimiento para operar en el mercado, es posible y conveniente eliminar las restricciones reguladas que la realidad no justifica, y agregar en cambio, dónde sea


necesario, nuevas técnicas regulatorias y herramientas financieras que se han desarrollado para Mercados Mayoristas eléctricos competitivos.

Se resumen a continuación los temas que se propone desregular.

Mercado de Contratos

El objeto es flexibilizar el Mercado de Contratos, para que los contratos puedan ser utilizados como herramientas que se adecuen a las necesidades de cubrimiento del riesgo financiero y físico (garantía de suministro y requisitos de calidad) de cada agente o Comercializador.

Requerimientos operativos y Calidad.

El sistema requiere de los servicios adicionales para su operación con seguridad y calidad. Es conveniente que existan señales económicas que promuevan la eficiencia de dichos servicios y que permitan medir su costo económico.

También es necesario que en los períodos de variaciones importantes en la demanda, existan previsiones de dicho crecimiento con un paso menor que una hora. Cada agente Consumidor deberá suministrar sus previsiones de demanda discriminada cada 30 minutos, salvo para el período de punta y para el período de incremento de la demanda diurna (fin del valle y comienzo de las horas restantes) en que se deberá informar la previsión de demanda discriminada cada 15 minutos.

Una máquina térmica o central hidroeléctrica no podrá vender la misma reserva para distintos servicios auxiliares de reserva.

Se deberá :

• Clarificar los distintos tipos de reserva requeridas para la operación, de acuerdo al tipo y velocidad de respuesta.

• Ajustar la definición de reserva operativa para que su oferta corresponda a la potencia adicional que una máquina que está generando puede aportar en 5 minutos teniendo en cuenta su despacho, restricciones propias y de Transmisión.

• Incorporar a los Grandes Usuarios Interrumpibles a proveer servicios de reserva de respuesta menor que 20 minutos.

Mercado Spot y Precio de la energía.

El objeto es incrementar la eficiencia de las señales de corto plazo que surgen de los precios de la energía, permitiendo que reflejen las condiciones en los mercados de combustibles, la competencia que existe en la actividad de generación, y la experiencia y conocimiento adquirido por los Generadores en cálculo de Costo Variable de Producción y valor del agua.


Transporte en Alta Tensión

Se considera necesario ampliar el espectro de mecanismos posibles de expansión del transporte mediante la creación de nuevas figuras tal que brinden nuevos instrumentos al mercado para que éste decida las ampliaciones a efectuar en el sistema.

La solicitud de ampliación podrá ser efectuada por un interesado o grupo de interesados, denominados “Iniciadores”, que podrán ser o no Agentes del Mercado.

El conjunto de Iniciadores deberá asumir el compromiso de solventar, durante la vigencia del período de amortización (15 años), un porcentaje no inferior al 30 % del CANON a pagar al Contratista del Contrato COM del transporte a riesgo, percibiendo de los usuarios en compensación un peaje determinado según el Factor de Utilización medio, a proponer por dichos Iniciadores pero que deberá ser superior a un valor mínimo fijado por regulación.

Con la autorización del ENRE, los Iniciadores deberán convocar a un concurso público para seleccionar a quienes integrarán el grupo de “Comitentes del Contrato COM”, que contratarán la construcción del transporte a riesgo al Transportista o Transportista Independiente.

Los “Comitentes del Contrato COM” percibirán, durante el mismo período de amortización, un peaje por el uso por terceros de las instalaciones construidas, en forma proporcional al pago que asumiesen del CANON resultante del Concurso Público de Construcción, Operación y Mantenimiento (Concurso COM).

En referencia a las oposiciones se mantendrán los requisitos vigentes. Se aceptarán también oposiciones apoyadas en una demostración fehaciente que la ampliación a riesgo propuesta no produce beneficio social neto positivo.

Mercado de potencia reactiva

Con el objeto de disponer del equipamiento operativo necesario y de las reservas ante posibles contingencias, se considera conveniente la implementación de un Mercado a Término de Potencia Reactiva.


CONTROVERSIAS

A.- JURISDICCION

El Ente Regulador, conforme a la Ley 24.065 que dispone su creación y las

funciones y facultades que le han sido asignadas, ejerce la jurisdicción primaria en las controversias que se susciten entre los agentes del Mercado Mayorista y los de estos con los usuarios o con otros terceros interesados.

La palabra jurisdicción expuesta se entiende, entonces, como la facultad de decidir la solución justa ante posiciones encontradas entre los sujetos mencionados.

Competencia personal

Se separó la referencia a las controversias entre los agentes del mercado de la de estos con usuarios o terceros interesados, porque en el primer caso para la resolución del conflicto se torna obligatoria la actividad jurisdiccional del Ente.

Es decir, los conflictos entre agentes no pueden ser presentados ante la Justicia si previamente no han sido decididos por el Ente Regulador.

Por el contrario, en los conflictos de los usuarios de los servicios públicos con sus prestadores o de otros interesados con los agentes del mercado es necesaria la petición expresa de estos para que el Ente desarrolle su actividad jurisdiccional, pudiendo también optar por acceder directamente a los tribunales competentes.

Competencia material

El ejercicio de esta jurisdicción se encuentra limitado también a los temas con respecto a los cuales el Ente tiene facultades jurisdiccionales. La misma ley especifica que se debe tratar de controversias suscitadas con motivo del suministro del servicio público de transporte y distribución de electricidad.

Recursos

Contra las resoluciones dictadas en ejercicio de esta función, los interesados pueden interponer dos tipos de recursos administrativos que son: el de reconsideración ante el mismo Ente y el de Alzada ante la Secretaría de Energía.

En este último caso, y en virtud de tratarse de una resolución dictada por la función jurisdiccional otorgada por la Ley (que no posee la Secretaría de Energía) se limita a los supuestos de mediar manifiesta arbitrariedad, grave error, o gruesa violación del derecho, pudiendo en tal caso, revocar el acto impugnado.


Sin necesidad de interponer los recursos administrativos señalados el interesado puede también plantear un recurso directo en sede judicial ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo, sin necesidad, en consecuencia, de tener que presentarse en los Juzgados de Primera Instancia.

Otra actividad jurisdiccional

1. Entendido el término jurisdiccional con mayor amplitud, o sea referido a una actividad similar a la que es propia de los tribunales pertenecientes al Poder Judicial, también reconocen esta característica las funciones de sanción a las contravenciones que pueden cometer tanto los Agentes del Mercado como cualquier tercero en violación de la Ley de Marco Regulatorio y sus normas reglamentarias, a quienes observando un procedimiento que permita el ejercicio de derecho de defensa, pueden serle aplicadas sanciones que van desde multas de hasta 100.000 dólares a inhabilitaciones especiales o suspensiones en la prestación del servicio que autorice el Enre, con decomiso de los elementos utilizados, o de las instalaciones o artefactos construidos, o en contravención. En el caso de los concesionarios de servicios públicos (transporte y distribución), las contravenciones y sus sanciones están incluidas en la parte reglamentaria de los Contratos de Concesión. 2. Una segunda actividad propia, en principio del fuero judicial, es la instrucción, o sea la investigación y recolección de elementos para determinar si los generadores, transportistas o distribuidores se encuentran incursos en el delito de competencia desleal o abuso de posición dominante en el mercado, que son delitos tipificados por una ley especial (de Defensa de la Competencia N° 22.262). Esta ley que crea una Comisión Nacional de Defensa de la Competencia, como órgano instructorio de estos delitos en el ámbito de la actividad productiva general, sufre entonces una escisión en lo que hace a la actividad de los agentes mencionados del Mercado Eléctrico traspasando esas funciones al Ente Regulador. Instruido el caso y decidido que con los elementos recabados existe a criterio del Ente la violación de la Ley mencionada, mediante una resolución específica, el expediente es remitido al Secretario de Comercio Interior quien decidirá la remisión al Fuero Penal Económico continuando en el ámbito judicial el tratamiento de la conducta investigada.

La problemática El principal problema que plantean las normas mencionadas está relacionado

con el control del cumplimiento de los niveles de calidad y funciones que las concesionarias de transporte y especialmente de distribución de electricidad tienen con respecto a sus usuarios.


En efecto, si tenemos en cuenta que normalmente se producen afectaciones a nivel de calidad establecido en los Contratos de Concesión, en el caso de la distribución, ya sea por cortes de servicio o por problemas de tensión, y que esos incumplimientos afectan naturalmente a un importante número de usuarios en forma simultánea, aun cuando en los Contratos de Concesión está previsto un procedimiento administrativo de determinación de los incumplimientos con aplicación de sanciones pre-establecidas de acuerdo a la frecuencia, duración o apartamiento de los niveles de tensión establecidos, esta disposición choca con la mencionada facultad optativa para los usuarios para requerir la intervención judicial sin necesidad de plantear la queja ante el Ente Regulador.

Si bien dada la escasa magnitud económica de los créditos que pueden surgir para los usuarios en situaciones de incumplimientos considerados normales o que se encuentran dentro de los límites tolerables, no han generado situaciones de una doble actividad simultánea administrativa y judicial, cuando se producen situaciones excepcionales por la duración de las interrupciones del servicio capaces de generar daños de importante magnitud (por ejemplo el corte de Edesur del 15/2/99) ello determina la existencia de varias actuaciones judiciales que se superponen a idéntica actividad que realiza el Ente.

A este respecto cabe señalar que nuestra Constitución Nacional con la reforma producida en el año 1994 incorpora en el art. 42, referido a los derechos de consumidores y usuarios que: “La Legislación establecerá procedimientos eficaces para la solución de conflictos”, quedando los referidos en consecuencia, comprendidos en esta disposición, pero no habiendo sido dictada todavía una ley del Congreso que reglamente la solución de este tipo de controversia.

B.- EL CASO EDESUR

El 15 de febrero de 1999 se produjo una falla y posterior incendio en la Subestación Azopardo, propiedad de EDESUR S.A. que dejó sin suministro eléctrico a casi 160.000 usuarios de la Ciudad de Buenos Aires, afectando los barrios de Almagro, Balvanera, San Cristobal, Boedo y Montserrat, consiguiendo dicha empresa distribuidora restablecer totalmente el servicio diez días mas tarde.

El evento se produjo durante las tareas de conexión de la red existente de 132 kV a la nueva Subestación Azopardo 220/132 kV, que había sido puesta en servicio recientemente.

La falla de uno de los empalmes de los cables OFpor cortocircuito monofásico, da lugar a un incendio que acaba por destruir todos los cables tendidos en la zona afectada del túnel y elimina la reserva constituida por la terna redundante denominada 136, dada la falta de protección contra incendio. Las ternas 135 y 136 alimentaban las SS.EE. 132/13,2 kV Azopardo, Pozos, Once e Independencia. En el momento del siniestro no había en la S.E. personal técnico y solo un hombre de vigilancia.


Esto se debió a que los empalmes fueron realizados dentro de un túnel existente bajo la estación, por donde se producía la entrada y salida de todos los cables de 132 kV a la misma, sin tomar medidas de protección de los otros cables. Además, el recinto no contaba con sistemas de detección de incendios.

Luego de varios intentos fallidos de reconexión de los cables en el mismo recinto, EDESUR S.A. decidió realizar un by-pass de los cables fuera de la estación, restituyendo la configuración anterior para las SE Pozos, Once e Independencia.

El ENRE realizó una pericia que fue ejecutada según las normas técnicas y las reglas del arte. De la misma se desprende que:

• Las pruebas en la SE Azopardo para transferir la carga fueron realizadas con niveles insuficientes de tensión de ensayo y por lo que puede inferirse, sin tratamiento previo del aceite de cables y accesorios.

• La falla en el empalme que eléctricamente era una contingencia simple se transformó por negligencia, en una contingencia doble, anulando la posibilidad de recuperación de la carga desde la red de alta tensión.

• La falta de personal de atención especial durante la toma de carga, dada la importancia de la tarea, transferencia inicial del servicio eléctrico público a 160.000 clientes de la subestación, motivó que no se detectara el incendio hasta transcurridos algo más de 30 minutos y que los bomberos iniciaran la tarea arrojando agua al túnel.

• De las 16 muestras de aceite tomadas en los cables del túnel, 10 superaban los límites de humedad para cables instalados (25 p.p.m) y todas la de cables nuevos (10 p.p.m), mientras en las muestras correspondientes al by-pass los tenores de agua fueron ≤ 11 p.p.m.

Se desarrolla a continuación un breve resumen de la cronología de los hechos y de los intentos desarrollados por EDESUR para reparar la falla y restablecer el servicio


Fig. 1 Estado previo a la conexión a la nueva estación

ESTACION AZOPARDO 220/132 kV (NUEVA)

A PUERTO NUEVO

SE POZOS

SE ONCE

SE INDEPENDENCIA

TUNEL DE CABLES

SE AZOPARDO C 136

C 135

C 453

EMPALMES

C 454

220 kV

132 kV

Fig. 2 Estado previsto luego de la conexión a la nueva estación


A PUERTO NUEVO

SE POZOS

SE ONCE

SE INDEPENDENCIA

TUNEL DE CABLES

SE AZOPARDO C 136

C 135

220 kV

132 kV


DOMINGO 14 DE FEBRERO DE 1999

A las 19:44 Hs se energiza y pone en servicio la primer terna empalmada (Nº 453).

Fig. 3 Realización del primer empalme

LUNES 15 DE FEBRERO DE 1999

A las 03:14 Hs se produjo una descarga, en un empalme del cable Nº 453, fase "T", provocando un incendio en el túnel de cables aledaño a la SE 126 Azopardo que dañó los cables Nros 135, 136, 453 y futuros 451, 452, 454, 455 y 456.


A PUERTO NUEVO

SE POZOS

SE ONCE

SE INDEPENDENCIA

TUNEL DE CABLES

SE AZOPARDO C 136

C 135C 453 EMPALME

220 kV

132 kV

14/2/99 - 19:44 hs.: Energización y puesta en servicio15/2/99 - 02:57 hs.: Toma de Carga de independencia15/2/99 - 03:01 hs.: Toma de Carga de Pozos


Fig. 4 Falla del primer empalme

Fig. 5 Estado luego del incendio


A PUERTO NUEVO

SE POZOS

SE ONCE

SE INDEPENDENCIA

TUNEL DE CABLES

SE AZOPARDO C 136

C 135

220 kV

132 kV

EMPALMEC 453

FALLA

INCENDIO

15/2/99 - 03:14 hs.: Falla en el empalme. Salida de servicio del cable 453 por protecciones Sin corte de carga Inicio del Incendio

15/2/99 - 03:47 hs.: Salida de servicio del cable 136 por protecciones dañado por el fuego Corte de la carga de Pozos, Once e independencia

15/2/99 - 03:57 hs.: Apertura manual del cable 135 por seguridad Corte de carga de Azopardo


A PUERTO NUEVO

SE POZOS

SE ONCE

SE INDEPENDENCIA

TUNEL DE CABLES

SE AZOPARDO C 136

C 135C 453

220 kV

132 kV

Todos los tramos de cable dentro del tuneldañados por el fuegoCable 451Cable 453Cable 453Cable 454Cable 455Cable 456Cable 135Cable 136


MARTES 16 DE FEBRERO DE 1999

En las últimas horas se comienza la ejecución de (6) seis empalmes a fin de resolver la emergencia, todos con nueva provisión de materiales.

MIERCOLES 17 DE FEBRERO DE 1999

A media mañana se concluye con la ejecución de seis (6) empalmes normales.

A las 12:30 hs. desde SE Once se efectúa el ensayo de tensión aplicada sobre la terna Nº 453 (200 kV, 15'), detectándose una descarga en la fase "R", las fases "S" y "T" superan satisfactoriamente la prueba.

Fig. 6 Primer intento de reconexión

Dado la reiteración de la falla, se propone la realización de seis (6) empalmes nuevos en la terna Nº 454 utilizando materiales de otra partida.

JUEVES 18 DE FEBRERO DE 1999

En horas de la tarde se completa la ejecución de los dos (2) empalmes de la fase "S".

A las 20 hs. se efectúa sobre estos empalmes el ensayo de tensión aplicada (200 kV, 15') con resultado satisfactorio.

VIERNES 19 DE FEBRERO DE 1999

A primera hora se concluye con la ejecución de los cuatro (4) empalmes restantes de la terna Nº 454.


A PUERTO NUEVO

SE POZOS

SE ONCE

SE INDEPENDENCIA

TUNEL DE CABLES

SE AZOPARDO C 136

C 135C 453

220 kV

132 kV

C 453

FALLA

17/2/99 - 04:00 hs.:Realización de 6 nuevos empalmes en el cable 453 Falla en un empalme en la prueba de ailación


A las 02:30 hs. se efectúa sobre estos empalmes ensayo de tensión aplicada (200 kV, 15'). Al cabo de 8 minutos de ensayo se produce una descarga en la fase "R" lado SE Pozos.

Se labra un Acta donde se establece que existe presunción de falla de materiales y que los nuevos serán ensayados 100% en laboratorio

Se decide la ejecución de un nuevo empalme, en reemplazo del fallado, con materiales a proporcionar por EDESUR.

Ante la reiteración de las fallas y el desconocimiento de su causa, se retoma el análisis de posibilidad de "BY PASS" sobre las ternas Nºs 135 y/o 136 considerándose que existen dos alternativas: sobre la calle Venezuela y en la plaza ubicada en la intersección de las Avdas. Belgrano y Paseo Colón.

Se comienzan los sondeos, y se decide como más conveniente para realizar este trabajo la plaza ubicada en la intersección de las Avda. Belgrano y Paseo Colón.

A primera hora de la mañana se comienza con las excavaciones en la plaza y sobre la calle Venezuela, determinándose finalmente como más conveniente concentrar todo el potencial de trabajo en la plaza.

Por otra parte, a primera hora de la tarde se concluyó la realización del empalme.

A las 15:00 hs. se procedió a efectuar el ensayo de tensión aplicada detectándose falla a los 100 kV.

Fig. 7 Segundo y tercer intentos de reconexión


A PUERTO NUEVO

SE POZOS

SE ONCE

SE INDEPENDENCIA

TUNEL DE CABLES

SE AZOPARDO C 136

C 135C 454

220 kV

132 kV

FALLA

19/2/99 - 04:00 hs.:Realización de 6 empalmes en el cable 454 Falla en un empalme en la prueba de ailación

19/2/99 - 16:00 hs.:Se rehace el empalme fallado en el cable 454 Vuelve a fallar en la prueba de ailación


SABADO 20, DOMINGO 21 y LUNES 22 DE FEBRERO DE 1999

Se trabajo para solucionar la situación en la fosa de calles Avda. Belgrano y Avda. Paseo Colón, aunque, alternativamente se descubren los cables de las ternas Azopardo-Pellegrini (457-458) a la altura de Avda. Belgrano y Bernardo de Irigoyen, a los fines de que si fallaba la primera solución se encararan los empalmes de transición entre estas ternas.

Se realiza el tratamiento de aceite en las ternas 135 hacia Puerto Nuevo y Pozos, consiguiendo niveles de humedad por debajo de los valores mínimos de cables nuevos

MARTES 23 DE FEBRERO DE 1999

Se realizó la prueba dieléctrica de la conexión con cable XLPE - 132 kV desde el GIS - salida 451 hasta el campo del transformador de la SE Azopardo marca FARADAY de 40 MVA. Se aplican 228 kV (+). Se labra acta.

Fase R - hora 21:55

Fase S - hora 22:29

Fase T - hora 22:59

Con esta tarea se reconecta la SE Azopardo “Antigua”

MIÉRCOLES 24 DE FEBRERO DE 1999

Hora 10:00. Están en condiciones de iniciar la prueba dieléctrica del cable 135 desde la ET. Once hacia Pozos - P. Nuevo pasando por los últimos empalmes:

Se usaron tres empalmes para sistemas Crossbonding - para un BIL de 650 kV.

En la fosa de Colón y Belgrano el LAT-IITREE en la pericia informó que estos empalmes, de acuerdo a lo informado por personal de EDESUR en la fosa, son de origen inglés.

La tensión de ensayo fue de 200 kV - 15 minutos CC.

La prueba dieléctrica se efectuó con los empalmes y cable soportados por caballetes a 60 cm del piso del foso. Finalizada la prueba, los empalmes fueron movidos hasta colocarlos en el piso del foso. Luego se los cubrió con arena.

A las 16:20 se energizó la terna 135 desde P. Nuevo la que estaría en vacío hasta las 20:20 horas. A partir de ese instante se inicia el procedimiento de tomar carga incluyendo el enclavamiento en posición de servicio de los interruptores de 13,2 kV de los respectivos transformadores de las ET. Pozos - Independencia y Once que estaban seccionados.

A las 23:30 la terna estaba cargada con 30 MVA aproximadamente.

MIÉRCOLES 03 DE MARZO DE 1999

EDESUR informa que la terna 136 estaba bajo tensión (período de acondicionamiento) y a las 8 ó 9 de la noche empezaba el procedimiento de toma de carga.


Fig. 8 Reconexión final

Como se desprende del relato precedente, dicha interrupción superó ampliamente los límites de tiempo por interrupción establecidos por el Contrato de Concesión lo que, sumado a la gran cantidad de usuarios afectados, produjo perjuicios particularmente severos; viéndose también afectada la seguridad y salubridad de la población.

La interrupción no se produjo por razones de caso fortuito o fuerza mayor sino por fallas de instalaciones que integran su propio sistema de distribución, ubicadas en un ámbito que se encuentra bajo su exclusiva guarda, de todo lo cual se desprende la inexistencia de causas que la eximan de responsabilidad.

El ENRE, dada la magnitud de la falla antes mencionada, consideró conveniente proceder a determinar de inmediato los usuarios afectados así como las penalidades contractuales que a cada uno de ellos le corresponde reconocer en virtud de lo establecido en el Contrato de Concesión.

En consecuencia, con fecha 17 de febrero de 1999, al segundo día de producido el evento, se dictó la Resolución N° 222/99 por la cual , desestimando la fuerza mayor y el caso fortuito , se instruye a Edesur para que acredite a los usuarios afectados el importe de las penalidades contractuales en la primera


A PUERTO NUEVO

SE POZOS

SE ONCE

SE INDEPENDENCIA

TUNEL DE CABLES

SE AZOPARDO C 136

C 135

220 kV

132 kV

19/2/99 - 24:00 hs.:Dados los fracasos en el intento de conectarse a la nueva estación Edesur decide la realización de los empalmes en el cable 135 y 136 fuera de la estación en la esquina de Av Belgrano y Av. Paseo Colón

24/2/99 - 4:00 hs.:Fecha informada por Edesur de culminación de los trabajos


facturación y prorroga el vencimiento de las facturas hasta el 15-3 para que se puedan registrar los créditos.

Al extenderse la duración del corte a más de diez días, el ENRE entendió que las disposiciones del Contrato de Concesión, relativas a la determinación del monto bonificable por energía no suministrada, fueron establecidas en el contexto de las previsiones normales de producción de contingencias, fijándose plazos máximos admisibles de interrupción del servicio de distribución de electricidad para sistemas similares a la red que se transfirió a "EDESUR S.A." a la época de la firma del Contrato de Concesión. En consecuencia las penalizaciones previstas en el Contrato apuntan a compensar solo interrupciones marginales que superen el estándar de referencia.

En el presente caso, de los usuarios afectados por el hecho penalizado en la Resolución ENRE N° 222/99, gran cantidad permaneció varios días sin el restablecimiento del servicio en forma efectiva y normal.

Además de las penalidades contractuales referidas, el organismo dicta la Resolución N° 292/99 donde, dadas las características excepcionales que adquiere el hecho( por la prolongación extraordinaria de la falta de suministro), se estima que se han superado las previsiones de las penalidades preestablecidas y conforme a principios generales del derecho corresponde una indemnización de todos los daños ocasionados a los usuarios afectados.

El fundamento legal de esta determinación surge de la relación contractual que existe entre la distribuidora con los usuarios del servicio y de las facultades jurisdiccionales que la ley 25065 otorga al ENRE para resolver los conflictos de la relación distribuidor –usuarios.

Esta decisión lleva a la problemática de buscar la forma de resolver aproximadamente 160000 reclamos , lo que de acuerdo a los modos normales de resolución de controversias resulta de imposible tratamiento dada la magnitud de la cifra en cuestión.

A ese efecto , el ENRE decide determinar un daño estimado mínimo uniforme al que tienen derecho todos los usuarios residenciales sin necesidad de reclamo ni de acreditación de daños, de $90 para aquellos que hubieran estado sin servicio menos de 24 horas y $ 100 con más $ 3,75 por hora sin servicio, para los que hayan superado ese tiempo. Esta determinación no es limitativa de cubrimiento de mayores daños en caso de que sean probados.

La estimación realizada se basa también en las facultades jurisdiccionales del ENRE y ante el reconocimiento expreso de la distribuidora de la produccion de daños a los usuarios.

Para los casos de comercios e industrias estos deben acreditar los daños para tener derecho al cobro de la indemnización correspondiente.

“EDESUR S.A.” interpuso recurso de reconsideración contra esta resolución fundamentado en supuestos vicios formales del acto impugnado, que estarían originados por la inobservancia de disposiciones específicas de carácter administrativo, como así también en supuestos vicios en el contenido, que afectarían las normas que regulan el servicio público de distribución de electricidad, y que,


como consecuencia de ello, se veían vulneradas las garantías constitucionales de defensa y de la propiedad, todo lo cual llevaría a la nulidad de la resolución atacada, cuya declaración solicita.

Finalmente, por medio de la Resolución N° 471/99 se rechaza el recurso de reconsideración de la distribuidora, explayándose el organismo sobre los argumentos jurídicos que justificaban su actuación y las decisiones tomadas, que fueron aceptados por la distribuidora, consintiéndolo expresamente.

C.- REVISION DE LA REMUNERACION DEL TRANSPORTE

1.- INTRODUCCIÓN

En el marco de la transformación del Sector Eléctrico iniciada en 1991, el servicio de transporte de energía eléctrica en alta tensión fue concesionado a la empresa TRANSENER S.A.

Caracterizada como “servicio público” (art.1 de la Ley 24065), y por su condición monopólica, la actividad de transporte de energía eléctrica está sujeta a regulación, tanto en los aspectos que hacen a su tarifa como a la calidad del servicio prestado.

Habiendo transcurrido el primer período tarifario (es decir los primeros cinco años desde el inicio de la concesión, el 17/07/93), el Ente Nacional Regulador de la Electricidad procedió a revisar –conforme a la normativa aplicable (la mencionada Ley 24065 y el Contrato de Concesión)- la remuneración de TRANSENER S.A. y las cuestiones relativas a la calidad en la prestación del servicio.

De acuerdo a lo establecido en el Contrato de Concesión resultaba necesario, en principio, aprobar un nuevo valor para la Remuneración por Energía Eléctrica Transportada (RVT)1, fijar un factor de estímulo a la eficiencia, establecer un sistema de premios a la calidad y recategorizar las líneas de transmisión para la aplicación de sanciones.

Para ello, en una primera instancia se requirió a C.A.M.M.E.S.A. el cálculo del promedio de los ingresos anuales pronosticados por RVT para el segundo período tarifario, que arrojó –para las tres hipótesis de demanda adoptadas- un máximo de $ 33,17 millones y un mínimo de $ 23,45 millones. Para el primer período tarifario la RVT había sido establecida en $ 55 millones 2.

La disminución de este ingreso se debió, principalmente a la mejora de la oferta de energía -en cantidad y eficiencia-, con la consecuente caída de los precios.

De acuerdo a lo indicado en la normativa vigente el Ente Nacional Regulador de la Electricidad convocó a una audiencia pública para tratar cuatro temas referidos a la remuneración del transporte que corresponde a las empresas transportistas, que son la

1 El Régimen Remuneratorio del Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión establece que la remuneración de la transportista estará integrada por los conceptos de “Conexión”, “Capacidad de Transporte” y “Energía Eléctrica Transportada”. 2 La RVT ajustada de acuerdo a los términos del contrato de concesión alcanzaba, al final del primer período tarifario un valor de $ 59,21 millones.


remuneración variable por energía eléctrica transportada, el coeficiente de estímulo de eficiencia, el sistema de premios y la recategorización de líneas.

2.- PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA

El Ente convocó a una audiencia pública, que tuvo lugar los días 29/05/98 y 2/06/98, en la que las distintas partes interesadas tuvieron oportunidad de exponer sus respectivas posiciones en torno a los cuatro puntos que serían –posteriormente- objeto de decisión por parte del regulador.

En aquella audiencia TRANSENER S.A. planteó que, de ceñirse la decisión que el Ente adoptaría a los cuatro temas en estudio, la remuneración resultante para el segundo período tarifario no cumpliría con los principios tarifarios establecidos en la Ley 24065.

Aún cuando se aprobara el valor más alto de RVT -sostenía la transportista- la remuneración a percibir en el segundo quinquenio no le permitiría obtener ingresos suficientes para satisfacer los costos operativos aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y obtener una razonable tasa de rentabilidad conforme a lo previsto en los artículos 40 y 41 de la ley citada.

Esta situación motivó que el ENRE requiriera a la concesionaria información más detallada y exhaustiva relativa a los gastos operativos, las inversiones, la base de capital y la tasa de rentabilidad pretendida.

Luego de recibir la información solicitada, el Ente decidió revisar el cálculo de la remuneración a fijar para el segundo período tarifario y determinar si el monto a aprobar cumpliría con las estipulaciones de La Ley 24065.

Sin perjuicio de ello resolvió los cuatro temas que habían sido objeto de la convocatoria a la audiencia pública.

2.1.- Remuneración por Energía Eléctrica Transportada

Mediante la Resolución ENRE Nº 1319/98 aprobó un valor para la RVT igual a $ 33,17 millones anuales para el segundo período tarifario, de acuerdo a la hipótesis de máxima planteada en el cálculo de CAMMESA.

2.2.- Factor de Estímulo a la Eficiencia

A su vez, fijó para el factor de estímulo a la eficiencia los siguientes porcentajes de reducción anual de los conceptos remuneratorios por conexión y capacidad de transporte para los siguientes 10 años:


Año % de reducción a aplicar

1999 0,0

2000 0,2

2001 0,2

2002 0,4

2003 0,4

2004 0,6

2005 0,6

2006 0,8

2007 0,8

2008 1,0

2.3.- Sistema de Premios

También decidió sobre el sistema de premios, estableciendo una fórmula que tiene en cuenta el nivel de calidad registrado en el primer período tarifario y es proporcional a los montos de las sanciones aplicadas en dicho período.

(DAM li - DMH l) Tfamp l - Tfam l i Premio li = max [PMMH l * ut l * max [ -----------------------; 0]+ -------------------- ; 0] (1 - DMH l ) Tfamp l

Siendo, para cada tipo de equipamiento:

PMMH: Penalización Mensual Media del 1° período tarifario

Ut: cantidad total de unidades

DAM: Disponibilidad Media Anual Móvil del mes

DMH: Disponibilidad Media del 1° período tarifario

Tfamp: Tasa de Falla Promedio Anual Móvil del 1° período tarifario

Tfam: Tasa de Falla Anual Móvil del mes

También se aprobaron los valores correspondientes a PMMH, DMH y Tfam para cada tipo de equipamiento, y la forma en que CAMMESA debe efectuar la gestión de recaudación entre los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista


Esta fórmula se aplica mensualmente a los diferentes tipos de equipamiento del sistema de transporte, líneas (Categorías A, B y C), transformadores, equipamientos de conexión (salidas) y equipamientos de compensación de Potencia Reactiva.

2.4.- Recategorización de Líneas

En cuanto a la recategorización de las líneas, el ENRE decidió que la misma sea realizada cada año, a partir del 1/11/98, tomando los sobrecostos determinados por CAMMESA con la programación estacional de verano, que tiene en cuenta las modificaciones significativas previstas en el sistema en el siguiente año.

3.- SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA

Al mismo tiempo el ENRE convocó a una nueva Audiencia Pública, con la finalidad de tratar lo informado por TRANSENER S.A. en cuanto a gastos operativos e inversiones, su pretensión en cuanto a la determinación de la base de capital y tasa de rentabilidad, y la remuneración pretendida implícitamente por la concesionaria -a partir de los elementos antes mencionados-.

También fue objeto de esa convocatoria la asignación del pago, por parte de los distintos usuarios del servicio de transporte, de una eventual diferencia entre la remuneración que finalmente se adoptara y aquella que hubiese surgido de la estricta aplicación de los cuatro temas resueltos.

Realizada esta segunda audiencia pública y teniendo en cuenta la información acumulada -en particular la referida a las erogaciones ya efectuadas y las estimadas para el próximo quinquenio- el ENRE evaluó los costos operativos y las inversiones, con el objeto de determinar las erogaciones que por tales conceptos resultan compatibles con los criterios de razonabilidad fijados por la Ley 24065.

3.1.- Costos Operativos

Como consecuencia de lo antedicho obtuvo una estimación razonable de los Costos Operativos para el segundo quinquenio que son los siguientes: (en millones de pesos): 1999: $ 34,75 - 2000: $ 34,65 - 2001: $ 34,65 - 2002: $34,65 - 2003: $ 34,65.

El monto total de lo estimado como razonable para los Costos Operativos debe entenderse, en el contexto de una revisión tarifaria del tipo “price cap”, como una suma compatible con la gestión eficaz y eficiente de la concesionaria del servicio.

Un desempeño más eficiente no sólo lograría atender con ese nivel de gasto la prestación del servicio en las condiciones de calidad esperadas, sino que también posibilitaría a la concesionaria incrementar la rentabilidad obtenida. En tanto que un menor nivel de eficiencia, expresado en gastos reales más elevados que los previstos por el regulador –sea en cada renglón o en el agregado total- no habilitaría a peticionar ajuste alguno.


3.2.- Inversiones

El ENRE efectuó el análisis de las inversiones que tendrían lugar en el próximo período tarifario de acuerdo a lo expuesto por TRANSENER S.A. determinando cuáles de las inversiones propuestas deberían ser consideradas para ser incluidas en la remuneración regulada a la Transportista.

Se efectúo asimismo una depuración del listado de inversiones a fin de no incluir aquellas que, conforme a lo dispuesto por la normativa vigente debían ser tratadas como ampliaciones y por lo tanto no consideradas a los fines de fijar la tarifa de TRANSENER S.A.

Como resultado tomó como montos de inversión en el próximo quinquenio los siguientes: (en millones de pesos):1999: $ 5845,2 - 2000: $ 10469,1 - 2001: $ 11438,0 - 2002: $15780,3 - 2003: $ 15045,3

3.3.- Base de Capital

Asimismo, a fin de determinar cuál era el nivel de rentabilidad razonable que debe computarse como componente de la remuneración de la transportista, analizó la cuestión de la base de capital y la tasa de rentabilidad a reconocer sobre aquella.

Dado que la concesionaria realiza actividades no reguladas, de las cuales obtiene una parte de sus ingresos totales, se determinó que la rentabilidad razonable debía calcularse sobre una parte de la base de capital y no sobre su totalidad.

Se tuvo en cuenta en tal sentido que, en cumplimiento de lo establecido por el artículo 19 de la Ley Nº 23696, la Autoridad de Aplicación había efectuado una tasación de la empresa concesionada, la que fue tomada en cuenta para valuar el capital aplicado a las actividades reguladas en $ 310,9 millones.

3.4.- Tasa de Rentabilidad

A fin de determinar la tasa de rentabilidad razonable prevista por la Ley 24065, se utilizó la metodología de cálculo conocida como CAPM (modelo de valuación de los activos de capital) entendiendo que resultaba aceptable para aplicar al caso

Ello así en tanto el CAPM construye la tasa de rentabilidad a partir de una tasa libre de riesgo a la que se adiciona un “plus” que representa un promedio de las ganancias que las inversiones privadas obtienen por sobre una inversión sin riesgo.

Para completar la adecuación de la tasa al caso examinado el CAPM toma un multiplicador –el factor Beta- que aplicado al premio de mercado permite obtener el margen que debe adicionarse a la tasa libre de riesgo para rentabilizar a la actividad específica de que se trate.3 El método incorpora, por último, la tasa de “riesgo país”.

TRANSENER S.A. consideró que la tasa de retorno aplicable debía ubicarse entre un 12,44% y un 15%, (como tasa de retorno para una empresa que trabaja con capital propio).

3 En su cálculo, el factor Beta incluye la diferencia de riesgo (más elevado) que deriva de operar en un sistema de tarifas tipo “price cap” respecto a una tarifa calculada por el sistema de “tasa de retorno”.


De análisis realizado el Ente Regulador concluyó que la tasa de rentabilidad a reconocer a la concesionaria debía ser del 10,54%. Para arribar a ese valor se tomó una tasa libre de riesgo del 5,178%, un factor Beta de 0,58 aplicado a un premio de mercado del 3,03%, y el riesgo país se valuó en un 3,6%.

A su vez, información originada en la regulación inglesa (The Transmission Price Control Review of the National Grid Company, publicación del OFFER de Agosto de 1996) permitió apreciar que el costo de capital considerado en oportunidad de la revisión de las tarifas de la transportista en el Reino Unido era de entre un 6,5 y 7,5%, por lo que considerando un riesgo país del 3,6% la rentabilidad comparable con el 10,54% antes mencionado se ubicaba en un rango de entre 10,1% y 11,1%.

3.5.- Cálculo de la Remuneración Razonable

A partir de las definiciones anteriores, se calculó la remuneración a reconocer a TRANSENER S.A. en el período tarifario iniciado el 17/07/98, determinándose que el nivel razonable a asignar a TRANSENER S.A. para el segundo período tarifario sería de $ 94,6 millones4.

Este nuevo nivel de ingresos significó una disminución del 8% con respecto al que la transportista en alta tensión tuvo durante los primeros cinco años de su gestión.

Los resultados del estudio realizado indicaron que, efectivamente, si la remuneración de TRANSENER S.A. para el segundo período tarifario se hubiera establecido sólo sobre la base de los cuatro puntos que habían sido objeto de la primera audiencia pública, no se habría dado cumplimiento a los principios tarifarios de la Ley Nº 24065.

Es decir, la remuneración de aproximadamente $ 77,5 millones que hubiese resultado en el primer supuesto, habría sido claramente insuficiente para dar cumplimiento a aquellos principios.

El examen de la naturaleza de la RVT mostró que el mecanismo previsto por el Contrato de Concesión para el cálculo de la remuneración en cada período tarifario, ha devenido en irrazonable en tanto puede conducir a la fijación de la misma en niveles que no se corresponden con los criterios de razonabilidad previstos por la Ley 24065.

Por lo expuesto, concluye el Ente, ese Organismo está habilitado para realizar una revisión de alcance amplio que comprenda tanto la remuneración de la transportista como las cuestiones relativas a la calidad de la prestación y, por la otra, obligado a intervenir a efectos de asegurar el cumplimiento de las estipulaciones de la Ley.

3.6.-. Asignación del Pago entre los Usuarios

Finalmente, el ENRE dilucidó la cuestión relativa a la asignación del pago de la diferencia entre la remuneración asignada a TRANSENER S.A. y la que hubiese

4 Los ingresos regulados de la Transportista alcanzaban, al final del primer período tarifario un valor de aproximadamente $ 103 millones, antes de sanciones.


resultado de tomar solamente la nueva RVT aprobada por la Resolución ENRE Nº 1319/98.

La determinación de la remuneración con apego a las estipulaciones de la Ley 24065 no obstó para que la RVT continuara formando parte del mecanismo de recaudación de los fondos conque se cubrirán los compromisos de pago asumidos para con la concesionaria.

Por lo tanto se determinó la remuneración correspondiente por los conceptos Conexión y Capacidad atendiendo a que los usuarios del sistema de transporte participen en el pago de los costos, en la medida del uso que realizan del mismo.

A ese efecto, y a fin de asegurar una remuneración total anual de $ 94,6 millones, modificó, mediante la resolución ENRE N° 1650/98, los valores de remuneración por conexión fijados en el punto 1.1 del Subanexo II-C del Contrato de Concesión de TRANSENER S.A., estableciendo los que se indican a continuación:5

-Por cada salida de 500 kV: $ 28,186.por hora.

-Por cada salida de 220 kV: $ 25,366 por hora.

-Por cada salida de 132 kV: $ 22,549 por hora.

-Por transformador dedicado:$ 0,141 por hora por MVA

5 Los valores al final del primer período tarifario eran: -Por cada salida de 500 kV: $ 10,766.por hora. -Por cada salida de 220 kV: $ 9,689 por hora. -Por cada salida de 132 kV: $ 8,613 por hora. -Por transformador dedicado:$ 0,054 por hora por MVA


D.- FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE

La Resolución SE 159/94 de la Secretaría de Energía de la Nación estableció

que existen instalaciones que por su interconexión física cumplen, sin distinción de las personas públicas o privadas a quienes pertenezcan, una etapa de la FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (FTT) en la comercialización mayorista de energía eléctrica.

Asimismo determinó que cuanto hace a la aludida función o servicio de comunicación o vinculación entre compradores y vendedores en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), dichas instalaciones forman parte de un sistema eléctrico integrado.

Atento a esto y al incremento de agentes reconocidos en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) que habían solicitado a esta Secretaría la determinación de los precios correspondientes a la utilización de instalaciones de transporte de energía eléctrica a través de las cuales se vincula al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), consideró conveniente y oportuno establecer precisiones en la regulación que sobre la materia introdujo la Resolución SECRETARÍA DE ENERGÍA Nº 137 del 30 de noviembre de 1992, sin perjuicios de lo dispuesto en el Artículo 25 de la Ley Nº 24.065.el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) identificará los servicios de transporte que se requieran cuando las INSTALACIONES SUPERIORES DE VINCULACIÓN ELÉCTRICA pertenecientes a Entes o Empresas responsables de la distribución regular y continua de energía eléctrica para atender las necesidades indispensables y generales de la electricidad de sus usuarios en los términos del Artículo 3º de la Ley Nº 15.336, sean o puedan ser utilizadas por terceros.

Por ello, esta resolución estableció condiciones de calidad y precio para los agentes cuyos suministros se efectúen en media o en alta tensión, identificando dos tipos de servicio que posteriormente, mediante resolución SEyT 406/96 se los definió como Transporte Firme y No Firme.

Estas intervenciones se ampararon en la obligación del Gobierno Nacional atender a la protección de los derechos de los usuarios del servicio público de electricidad al definir la regulación específica aplicable en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), no pudiendo dejar librado a las eventuales situaciones restrictivas la preferencia para el suministro del fluido eléctrico a unos en desmedro de otros.

Posteriormente, la resolución SE 91/97 determinó las condiciones de peaje para aquellos grandes usuarios conectados mediante instalaciones de baja tensión (Tensión<1 kV).

La Secretaría de Energía la fundamentó esta nueva normativa, en necesidad de promoción de la competitividad de los mercados de producción y demanda de electricidad es uno de los objetivos de la política nacional en materia de


abastecimiento, transporte y distribución de electricidad explicitado en la Ley Nº 24.065

En el desarrollo de los fundamentos, esa Secretaría expresó que esta resolución era considerada plenamente armónica con el Artículo 42 de la Constitución Nacional en el que se manda a las autoridades proveer a la protección del derecho de los consumidores y usuarios de bienes y servicios a la libertad de elección en la relación de consumo.

Asimismo estableció, que la prestación de la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE (FTT ) en Baja Tensión a los Grandes Usuarios Mayores y Grandes Usuarios Menores, conectados en un nivel de tensión inferior a UN KILOVOLTIO (1 kV)ubicados en:

v en áreas de prestación del Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica de un PRESTADOR ADICIONAL DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE (PAFTT) con Contrato de Concesión, se regirá por las disposiciones contenidas en dicho contrato para la prestación del Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica de los PRESTADORES ADICIONALES DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE (PAFTT) que fijen las condiciones técnicas y económicas de la prestación de la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE (FTT) en Baja Tensión,

v ,en áreas ubicados de prestación del Servicio Público de Distribución de

Energía Eléctrica de un PRESTADOR ADICIONAL DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE (PAFTT) sin Contrato de Concesión de Distribución, o con un Contrato en el que no estén fijadas las condiciones técnicas y económicas de la prestación de la referida FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE (FTT), se regirá por lo siguiente:

a) La tarifa de peaje será igual o menor que la tarifa para usuarios finales

consignada en los cuadros tarifarios de aplicación al prestados del servicio público de distribución de que se trate, para servicios de igual nivel de tensión y modalidad de consumo, deducidos los precios de referencia de la energía y potencia en el nodo de compra del distribuidor.

b) Los niveles de calidad y seguridad deberán ser iguales o superiores a

los que el prestador del servicio público de distribución se encuentra obligado respecto del resto de sus usuarios de igual nivel de tensión y modalidad de consumo.

Adicionalmente indicó que las condiciones técnicas y económicas de la

prestación de la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE (FTT) en Baja Tensión serán revisadas por el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), teniendo en cuenta lo establecido en los Artículos 40, 41 y 42 de la Ley Nº 24.065, dentro de los DOCE (12) meses de la vigencia de la presente Resolución. A tal efecto los PRESTADORES ADICIONALES DE LA FUNCION TECNICA DE


TRANSPORTE (PAFTT) deberán presentar ante dicho organismo los datos y estudios que le sean requeridos por este y los que, adicionalmente, tales prestadores consideren pertinentes.

Por otra parte, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad en atención a lo establecido en el artículo 25 de la Ley 24.065 vió la urgente necesidad de requerir los estudios para la revisión de las condiciones de calidad y económicas correspondientes a la Prestación de la Función Técnica de Transporte (PAFTT) para los prestadores no transportistas, según corresponda a transporte firme o no firme, para Grandes Usuarios, Generadores o Distribuidores.

En atención a lo antedicho, se decidió efectuar simultáneamente distintas contrataciones con diferentes consultores dado que esto posibilitaría el aporte de -eventualmente- distintos enfoques metodológicos, enriqueciendo el análisis a la hora de decidir cómo establecer las condiciones para la prestación de la FTT.

En función de ello se propuso iniciar la tarea efectuando los estudios correspondientes a los prestadores de la FTT en tres provincias, lo que permitiría implementar en la primera etapa un desarrollo metodológico y conceptual original que luego, en una segunda etapa, sería utilizado para la evaluación del resto de las provincias.

En este orden de ideas se consideró propicio iniciar los trabajos a partir de los territorios de las provincias de Córdoba, Santa Fe y La Pampa.

Por último, mientras este organismo se encontraba desarrollando estos estudios, la Secretaría de Energía emite la resolución SE 428/98 en la cual se adoptan nuevas medidas en relación a la tarifa aplicable para remunerar la Prestación Adicional de la Función Técnica de Transporte de Energía Eléctrica (PAFTT) firme, incluyendo los aspectos de calidad de servicio y de expansión, que cumpla un prestador del Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica.

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