El Sector Eléctrico de Argentina

El primer suministro público de electricidad en la Argentina, destinado al alumbrado público de Buenos Aires, se llevó a cabo en 1887. El Gobierno Nacional comenzó a participar en el sector eléctrico en 1946 con la creación de la Dirección General de Centrales Eléctricas del Estado, un organismo establecido para construir y operar centrales generadoras de energía eléctrica. En 1947, el Gobierno Nacional creó Agua y Energía Eléctrica S.A. («AyEE»), para desarrollar un sistema de generación, transporte y distribución de energía hidroeléctrica para la Argentina.

En 1961, el Gobierno Nacional adjudicó una concesión a Compañía Ítalo Argentina de Electricidad («CIADE») para la distribución de electricidad en parte de la Ciudad de Buenos Aires. En 1962, el Gobierno Nacional otorgó una concesión anteriormente en manos de Compañía Argentina de Electricidad («CADE») a Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires («SEGBA») para la generación y distribución de electricidad en parte de Buenos Aires. En 1967, el Gobierno Nacional otorgó una concesión a Hidroeléctrica Norpatagónica S.A. (“Hidronor”) para la construcción y operación de una serie de plantas de generación hidroeléctrica. En 1978, CIADE transfirió la totalidad de sus activos al Gobierno Nacional, en virtud de lo cual pasó a ser una empresa de propiedad y operación estatal.

Hacia 1990, prácticamente toda la industria de suministro eléctrico de la Argentina estaba controlada por el sector público (97% de la generación total). El Gobierno Nacional había asumido la responsabilidad de regular la industria a nivel nacional y controlaba las empresas nacionales de electricidad AyEE, SEGBA e Hidronor. El Gobierno Nacional representaba, asimismo, los intereses argentinos en las centrales generadoras que se desarrollaban u operaban en conjunto con Uruguay, Paraguay y Brasil. Además, diversas provincias argentinas operaban sus propias empresas de electricidad. La administración ineficiente y el inadecuado nivel de inversiones en bienes de capital, imperantes bajo el control de los gobiernos nacional y provincial, fueron en gran medida responsables del deterioro de los equipos físicos, la disminución de la calidad del servicio y la proliferación de pérdidas financieras en ese período.

En 1991, como parte del plan económico inaugurado por el ex Presidente Carlos Menem, el Gobierno Nacional encaró un amplio proceso de privatización de las principales industrias estatales, incluyendo los sectores de generación, transporte y distribución de electricidad. En enero de 1992, el Congreso de la Nación aprobó el Marco Regulatorio Eléctrico bajo la Ley N° 24.065 (suplemento a la Ley N° 15.336 de Energía Eléctrica y su Orden Administrativa N° 1.398/92), que estableció los lineamientos para la reestructuración y privatización del sector eléctrico. El objetivo de la ley fue el de modernizar el sector eléctrico promoviendo la eficiencia, competencia, mejora en la calidad de servicio y promoción de la inversión privada.

Reestructuró y reorganizó el sector, y dispuso la privatización de prácticamente todos los servicios que realizaban las empresas estatales argentinas. La Ley estableció las bases para la creación del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) y otras autoridades del sector, la administración del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), la fijación de precios en el mercado spot, determinación de tarifas en negocios regulados y la evaluación de activos a ser privatizados. Esta Ley también tuvo un profundo impacto a nivel provincial, en tanto que virtualmente todas las provincias siguieron los lineamientos regulatorios e institucionales determinados por la Ley. Finalmente, dicha ley, que continúa brindando el marco para la regulación del sector eléctrico desde su privatización, diferenció la generación, el transporte y la distribución de electricidad como actividades comerciales distintas y determinó la normativa aplicable a cada una de dichas actividades.

Bajo la Ley N° 24.065, los servicios de transmisión y distribución de electricidad son considerados servicios públicos y definidos como monopolios naturales. Dichas actividades se encuentran completamente reguladas por el Gobierno y requieren de una concesión. Si bien los contratos de concesión para con los distribuidores no imponen parámetros de inversión específicos, los distribuidores deben conectar todo nuevo cliente que así lo requiera, afrontando de esta manera todo incremento en la demanda. La expansión del sistema de transporte existente por sus respectivos concesionarios no se encuentra restringida. Por el contrario, el segmento de generación eléctrica, si bien regulado por el Gobierno, no es considerado monopólico y se encuentra sujeto a libre competencia de nuevos participantes en el mercado. La operación de centrales hidroeléctricas requiere de una concesión por parte del Gobierno. Nuevos proyectos de generación no requieren de una concesión pero deben ser registrados ante la Ex Secretaría de Energía (“SE”).

Muchos de los gobiernos provinciales, siguiendo el esquema de privatización del sector, establecieron sus propios entes reguladores a nivel provincial, políticamente y financieramente independientes. La distribución local en las provincias (exceptuando a la Ciudad de Buenos Aires y algunas zonas de la provincia de Buenos Aires que pertenecían al SEGBA y hoy son atendidos por Edenor y Edesur) está regulada por cada provincia. Anteriormente, los propios servicios públicos habían desempeñado un papel importante en la toma de las políticas del sector y el establecimiento de las tarifas de las provincias.

A fines de 2001 y principios de 2002, la Argentina experimentó una crisis sin precedentes que prácticamente paralizó la economía del país durante la mayor parte de 2002 y originó cambios radicales en las políticas gubernamentales. La crisis y las políticas del Gobierno durante este período afectaron seriamente al sector eléctrico. De conformidad con la Ley de Emergencia Económica, entre otras medidas, el Gobierno Argentino:

• Convirtió las tarifas de electricidad de su valor original en dólares estadounidenses a pesos a un tipo de cambio de AR$ 1 por cada dólar estadounidense;
• Congeló todos los márgenes de distribución y transmisión regulados, revocó todas las disposiciones relativas a ajustes de precio y los mecanismos de indexación por inflación de las concesiones de las empresas de servicios públicos (incluyendo los servicios de distribución y transmisión de electricidad), y facultó al Poder Ejecutivo a realizar una renegociación de los contratos de las empresas de servicios públicos (incluyendo las concesiones relativas a la energía eléctrica) y de las tarifas correspondientes a tales servicios; y
• Determinó que la fijación del precio spot de la electricidad en el MEM sea calculado sobre la base del precio del gas natural (también regulado por el Gobierno Argentino), independientemente del combustible utilizado para la generación de dicha electricidad, aún en el escenario de falta de disponibilidad de gas natural.

Estas medidas generaron un importante déficit estructural en la operación del MEM que, combinadas con la devaluación del peso y los altos índices de inflación, tuvieron un efecto grave sobre el sector eléctrico argentino, en tanto las compañías experimentaron una caída de sus ingresos en términos reales y un deterioro de su desempeño operativo y situación patrimonial. Durante el régimen de Convertibilidad la mayoría de las empresas de servicios públicos también habían contraído importantes deudas en moneda extranjera. Tras la eliminación del régimen de Convertibilidad y la resultante devaluación del peso, la carga del servicio de deuda de estas empresas se incrementó significativamente, lo cual, junto con el congelamiento de los márgenes y la conversión de las tarifas de dólares estadounidenses a pesos, llevó a muchas empresas de servicios públicos a suspender los pagos de sus deudas en moneda extranjera en 2002. Esta situación ocasionó que numerosas empresas generadoras, de transporte y distribuidoras de electricidad de Argentina pospusieran nuevas inversiones en sus redes. Por tal motivo, los participantes del mercado eléctrico argentino, en particular los generadores, están operando prácticamente a capacidad plena, lo que podría dar por resultado un suministro insuficiente para satisfacer la creciente demanda de energía en el ámbito nacional. Adicionalmente, la crisis económica y las medidas de emergencia resultantes tuvieron un efecto adverso y significativo sobre otros sectores energéticos, incluyendo las empresas petroleras y gasíferas, lo que ha originado una reducción significativa del suministro de gas natural a las empresas generadoras que emplean este combustible en sus actividades de generación.

En diciembre de 2004, el Gobierno Nacional dictó nuevas normas destinadas a abastecer el crecimiento de la demanda de electricidad, incluyendo la construcción de dos nuevos generadores de ciclo combinado de 800 MW cada uno. Los generadores comenzaron las operaciones a 100% de su capacidad durante la primera mitad de 2010. Los costos de construcción se financian principalmente con los ingresos netos de las empresas generadoras por las ventas de energía en el mercado spot depositados en el Fondo de Inversiones Necesarias que Permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista (“FONINVEMEM”).

La construcción de estos nuevos generadores refleja una tendencia reciente por el Gobierno Nacional a tomar un papel más activo en la promoción de las inversiones en energía en la Argentina. Un ejemplo de esto es la creación de Energía Argentina SA (“ENARSA”) (Ley N° 25.943), actualmente Integración Energética Argentina S.A. (“IEASA”), con el propósito de desarrollar casi todas las actividades en el sector de la energía, desde la exploración y explotación de hidrocarburos, el transporte y distribución de gas natural, a la generación, transmisión y distribución de energía. Además de estos proyectos, en abril de 2006 el Congreso de la Nación sancionó una ley que autoriza al Poder Ejecutivo a crear un fondo especial para financiar mejoras de infraestructura en el sector energético argentino en los segmentos de generación, distribución y transmisión de gas natural, propano y la electricidad. El fondo especial se financiaría a través de cargos específicos transmitidos a los clientes como un detalle en sus facturas de energía.

Por último, en septiembre de 2006 el Gobierno Argentino, en un esfuerzo por responder al aumento sostenido de la demanda de energía eléctrica como resultado de la recuperación económica posterior a la crisis, adoptó nuevas medidas tendientes a garantizar que la energía disponible en el mercado sea utilizada primariamente para atender a clientes residenciales y a comercios e industrias cuya demanda sea igual o inferior a 300 kW y que carezcan de fuentes alternativas de suministro. Adicionalmente, estas medidas pretenden incentivar el incremento de capacidad de generación permitiendo a las generadoras vender nueva energía bajo el servicio de Energía Plus (Resolución N° 1281/06 de SE (ex Secretaría de Energía)).

Continuando con la tendencia de fomentar la instalación de nueva generación, la SE por medio de su Resolución N° 220/2007 y sus posteriores modificaciones, permitió a CAMMESA (“Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista”) ejecutar acuerdos de suministro en el MEM con agentes generadores del MEM. Los valores a pagar por CAMMESA en consideración por la capacidad y la energía suministrada por el generador deben ser aprobados por la SE. El generador deberá garantizar cierta disponibilidad de las unidades de generación (establecido como un porcentaje), de no alcanzarlo, se aplican sanciones.

En 2008, la SE le permitió a CAMMESA ejecutar acuerdos de suministro en el MEM con generadores cuya intención es ejecutar planes para reparar y / o potenciar sus equipos de generación, con un costo que excede en un 50% los ingresos que esperarían recibir de las ventas en mercado spot.

Desde 2013, la SE introdujo cambios sustanciales en la estructura y el funcionamiento del MEM a través de la Resolución N° 95/2013 y sus modificatorias, estableciendo un esquema de remuneración diferente en pesos argentinos (pagaderos en efectivo y en créditos) para todo el sector de generación, con excepción de ciertas centrales y electricidad comprendida en contratos regulados por la SE bajo remuneración diferencial.

Las transacciones entre los diferentes participantes de la industria de la electricidad se llevan a cabo a través del Mercado Eéctrico Mayorista, o de MEM, organizado conjuntamente con el proceso de privatización como un mercado competitivo en el que los generadores, distribuidores y determinados grandes usuarios de electricidad pueden comprar y vender electricidad a precios determinados por la oferta y la demanda, y se les permite entrar en los contratos de suministro de electricidad a largo plazo. El MEM consiste en:

• un mercado a término en donde las cantidades, los precios y las condiciones contractuales son acordadas directamente entre vendedores y compradores (después de la promulgación de la Resolución N° 95/2013 de la ex Secretaría de Energía («SE»), este mercado se limitó al mercado de Energía Plus, posteriormente adicionándose el Mercado a Término de Energías Renovables, conocido como MAT ER, mediante la Resolución N° 281/2017 del ex Ministerio de Energía y Minería (“MEyM”));
• un mercado spot, donde los precios son establecidos por hora en función del costo económico de producción; y
• un sistema estabilizado de precios al contado a través de precios estacionales, establecidos semestralmente y diseñado para mitigar la volatilidad de los precios al contado para la compra de energía eléctrica por los distribuidores.

La siguiente tabla muestra las relaciones entre los diversos actores del MEM:

CAMMESA

La creación del Mercado Eléctrico Mayorista («MEM») hizo necesaria la creación de una entidad encargada de la gestión del MEM y el envío de la electricidad al Sistema Argentino de Interconexión («SADI»). Estas funciones fueron confiadas a CAMMESA («Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista»), una empresa privada creada para este propósito.

CAMMESA está a cargo de:

• el envío de electricidad al SADI, maximizando la seguridad del SADI y la calidad de la electricidad suministrada y la minimización de los precios al por mayor en el mercado al contado;
• planificar las necesidades de capacidad de energía y optimizar el uso de energía de acuerdo a las reglas establecidas por la Ex Secretaría de Energía («SE»);
• el control de la operación del mercado a término y administrar el despacho técnico de energía eléctrica en los acuerdos celebrados en ese mercado;
• actuar como agente de los distintos agentes del MEM y desempeñar las funciones que tiene asignadas en el sector eléctrico, incluyendo la facturación y cobro de los pagos para las transacciones entre agentes del MEM (previa aprobación de la Resolución SE N º 95/2013, esta se limitó a los contratos entonces en vigor y, a partir de entonces, a los contratos celebrados bajo el Programa de Energía Plus, posteriormente adicionándose los contratos celebrados bajo el Mercado a Término de Energías Renovables (“MAT ER”) de acuerdo a la Resolución N° 281/2017 del ex Ministerio de Energía y Minería);
• la compra y/o venta de energía eléctrica en el extranjero mediante la realización de las operaciones de importación / exportación pertinentes;
• la compra y administración de combustibles para los generadores aplicables del MEM;y
• proporcionar consultoría y otros servicios relacionados.

Cinco grupos de entidades poseen cada una el 20% del capital social de CAMMESA. Los cinco grupos son el Estado Nacional y las asociaciones que representan a las empresas de generación, transmisión, distribución y a los grandes usuarios.

CAMMESA es administrado por un directorio formado por representantes de sus accionistas. El directorio de CAMMESA se compone por diez directores titulares y diez directores suplentes. Cada una de las asociaciones que representan a las empresas de generación, transmisión, distribución y a los grandes usuarios tienen derecho a designar a dos directores titulares y dos directores suplentes de CAMMESA. Los otros directores de CAMMESA son de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, quien designa al presidente del directorio en virtud de la delegación del Estado Nacional, y un miembro independiente, que actúa como vicepresidente. Las decisiones adoptadas por el directorio requieren el voto favorable del presidente del directorio. Los costos operativos de CAMMESA se financian a través de contribuciones obligatorias de los agentes del MEM.

Generación

Los generadores son empresas que explotan plantas de generación de electricidad que venden su producción ya sea en forma parcial o total a través del SADI. Los generadores están sujetos a la programación y a las normas de despacho dadas por las resoluciones. Generadores privados pueden acceder a contratos directos con distribuidores o con grandes usuarios. Sin embargo esta posibilidad fue suspendida por la Resolución SE N° 95/2013, limitándose a los contratos celebrados bajo el Programa de Energía Plus, posteriormente adicionándose los contratos celebrados bajo el MAT ER de acuerdo a la Resolución N° 281/2017 del MEyM (ex Ministerio de Energía y Minería).

Al 31 de diciembre de 2023, la capacidad instalada de Argentina reportada por CAMMESA fue de 43.774 MW (+846,9 MW respecto al año 2022), compuesta por 58,1% térmica, 24,8% hidroeléctrica, 13,1% renovable y 4,0% nuclear. Este incremento se atribuye principalmente a las habilitaciones comerciales de unidades renovables bajo los programas RenovAr y MAT ER (+657,4 MW), así como a las instalaciones térmicas, en su mayoría correspondientes a las Res. SEE N° 287/17 y SE N° 220/07 (+335,4 MW), que incluyen el cierre de ciclo de CTEB (+281 MW). Estos aumentos fueron parcialmente compensados por rectificaciones de potencias (-8,7 MW), recategorizaciones de unidades (-68,0 MW) y desvinculaciones (-69,2 MW).

Asimismo, la generación de energía experimentó una recuperación del 2% en 2023, alcanzando volúmenes de 140.580 GWh, en comparación con los 137.932 GWh registrados en 2022. Este aumento se atribuye principalmente al mayor recurso hidráulico producto de mayores caudales de agua debido al fenómeno de El Niño, y mayor disponibilidad del parque nuclear. Por segundo año consecutivo, en 2023, el SADI fue importador neto de energía.

Los aumentos en generación hidroeléctrica neta de bombeo (+9.138 GWh vs. 2022), energía nuclear (+1.494 GWh) y energía renovable (+745 GWh) fueron parcialmente compensados por una disminución en la generación térmica (-8.728 GWh).

La generación térmica continuó siendo el recurso principal para abastecer la demanda, utilizando tanto gas natural como con combustibles líquidos (GO y FO) y carbón mineral, aportando un volumen de energía de 73.018 GWh. Le siguió el parque hidroeléctrico, que contribuyó 38.514 GWh netos de bombeo, la generación renovable con 20.085 GWh y nuclear con 8.963 GWh. Asimismo, se registraron importaciones por 6.214 GWh (vs. 6.310 GWh en 2022), exportaciones por 98 GWh (vs. 31 GWh en 2022) y pérdidas por 5.840 GWh (+7% vs. 2022).

La siguiente tabla muestra la evolución de generación eléctrica por tipo de generación (térmica, hidroeléctrica, nuclear y renovable) en GWh:

Transporte

Las empresas transportistas tienen una concesión para transportar energía eléctrica desde el punto de suministro mayorista de dicha energía hasta los Distribuidores. La actividad de transporte en la Argentina está subdividida en dos sistemas: el Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de Alta Tensión («STAT»), que opera a 500 kV y transporta energía eléctrica entre regiones, y el sistema de distribución troncal («STDT»), que opera a 132/220 kV y conecta generadores, distribuidores y grandes usuarios dentro de la misma región. Transener es la única compañía a cargo del SEAT, y existen seis compañías regionales dentro del STDT (Transcomahue, Transnoa, Transnea, Transpa, Transba y Distrocuyo). Además de estas compañías, existen compañías transportistas independientes que operan en virtud de una licencia técnica otorgada por las compañías del STAT o del STDT.

Los servicios de transporte y distribución se llevan a cabo a través de concesiones, que se asignan periódicamente en base a procesos licitatorios. Las empresas de transporte tienen a su cargo la operación y el mantenimiento de sus redes, pero no son responsables de la expansión del sistema. Las concesiones de transporte operan de conformidad con estándares técnicos, de seguridad y confiabilidad establecidos por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad («ENRE»). Se aplican multas cuando la empresa concesionaria de transporte no cumple con estos criterios, especialmente aquellos relativos a cortes de suministro y tiempo de inutilización de la red de suministro. Las empresas generadoras sólo pueden construir líneas para conectarse a la red de suministro, o directamente a los clientes. Los usuarios pagan por la nueva capacidad de transporte contratada por los mismos o en su nombre. El ENRE debe llevar a cabo un proceso de audiencia pública para estos proyectos, y luego emitir un «Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública». Las redes de transporte o distribución conectadas a un sistema integrado deben brindar acceso abierto a terceros en virtud de un sistema regulado de tarifas a menos que exista una restricción de capacidad.

Distribución

Los distribuidores son empresas que poseen una concesión para distribuir energía eléctrica a los consumidores, con el deber principal de suministrar toda la demanda de electricidad en su área de concesión exclusiva, a un precio (tarifa) y en virtud de condiciones establecidas en la normativa. Los contratos de concesión incluyen multas en caso de falta de suministro. Las tres compañías de distribución que se desprendieron de SEGBA (Edenor, Edesur y Edelap) representan más del 40% del mercado de energía eléctrica en la Argentina. Sólo unas pocas compañías de distribución (Empresa Provincial de Energía de Córdoba, Empresa de Energía de Santa Fe, Energía de Misiones, etc.) permanecen en manos de gobiernos provinciales y cooperativas. Edelap fue transferida a la jurisdicción de la Provincia de Buenos Aires.

Cada distribuidor suministra electricidad y opera la red de distribución de una zona geográfica concreta en virtud de una concesión. En cada concesión se establece, entre otras cosas, el área de concesión, la calidad del servicio requerido, las tarifas que pagan los consumidores y el alcance de la obligación para satisfacer la demanda. El ENRE supervisa el cumplimiento de los distribuidores a nivel federal, y proporciona un mecanismo de audiencias públicas en las que las quejas contra los distribuidores pueden ser escuchadas y resueltas. A su vez, los organismos reguladores provinciales controlan el cumplimiento de distribuidores locales con sus respectivas concesiones y con los marcos normativos locales.

El ENRE y las autoridades provinciales controlan los contratos de concesión y los términos de prestación de los servicios públicos en las provincias. Muchos gobiernos provinciales que han lanzado reformas en el sector eléctrico han seguido los términos y condiciones de la concesión general utilizada para la distribución de servicios públicos en el ámbito nacional.

Grandes Usuarios

El mercado mayorista de electricidad clasifica los grandes usuarios de energía en tres categorías: (1) Grandes Usuarios Mayores («GUMAs»), (2) Grandes Usuarios Menores («GUMEs») y (3) Grandes Usuarios Particulares («GUPAs»).

Cada una de estas categorías de usuarios tiene diferentes necesidades en lo que respecta a las compras de su demanda de energía. Por ejemplo, GUMAs están obligados a comprar el 50% de su demanda a través de contratos de suministro y el resto en el Mercado Spot, mientras que GUMEs y GUPAs están obligados a comprar la totalidad de su demanda a través de contratos de suministro.

Los grandes usuarios del MEM participan de la dirección de CAMMESA eligiendo dos directores titulares y dos suplentes a través de la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina («AGUEERA»).

Precio de la energía eléctrica

La autoridad energética ha mantenido la política iniciada en el año 2003, según la cual la sanción del precio spot del MEM se determina sobre la base del CVP con gas natural de las unidades generadoras disponibles, incluso si no están generando con dicho combustible (Res. SE N° 240/03). Cualquier costo adicional por el consumo de combustibles líquidos se traslada fuera del precio de mercado sancionado, tratándose como sobrecosto transitorio de despacho. Asimismo, el MEM asume los costos del gas natural y su transporte regulado, así como los costos asociados en caso de importación (Res. SGE N° 25/18 y SE N° 354/20).

A partir de noviembre de 2022, el precio spot máximo de la energía sancionado fue de AR$1.682/MWh (Res. SE N° 719/22), AR$2.691/MWh desde mayo de 2023 (Res. SE N° 323/23), AR$3.767/MWh a partir de agosto de 2023 (Res. SE N° 612/23) y AR$7.534/MWh a partir de febrero de 2024 (Res. SE N° 7/24). No obstante, el siguiente gráfico muestra el costo promedio mensual que todos los usuarios del sistema eléctrico deberían pagar para evitar que el mismo sea deficitario. Este costo incluye, además del precio de la energía, el cargo por potencia, el costo de generación, combustibles como el gas natural, FO, GO y carbón mineral, y otros conceptos menores.

Nota: Costo medio monómico mensual en US$/MWh. Fuente: CAMMESA, convertido a dólares al tipo de cambio oficial.

Abastecimiento y consumo de combustibles

Mediante la Res. MDP N° 12/19, a partir del 30 de diciembre de 2019, la gestión comercial y provisión de combustible para usinas quedaron centralizadas en CAMMESA, con excepción de los generadores con contratos en Energía Plus y bajo la Res. SEE N° 287/17. Sin embargo, a raíz de la implementación del Plan Gas.Ar (Res. SE N° 354/20), desde enero de 2021 se estableció un esquema de cesión operativa opcional del gas natural y su transporte a CAMMESA para dichos generadores exceptuados. Pampa se adhirió a dicho esquema. Este nuevo esquema definió un nuevo orden de despacho térmico centralizado en CAMMESA, dando prioridad a las unidades suministradas con gas importado de Bolivia en condición ToP, seguido de aquellas provistas por Plan Gas.Ar según su eficiencia y, por último, aquellas que ceden gas a CAMMESA.

A pesar de la sequía y el incremento en la demanda eléctrica, en 2023 el consumo de combustibles registró un total de 44,9 millones de m3/día de gas equivalente, lo que representa una disminución interanual del 11%, explicado por el mayor despacho hídrico y temperaturas moderadas. El uso de gas natural para usinas en 2023 fue de 38,2 millones de m3/día (-2% vs. 2022), siendo 89% gas local y 11% gas importado. Además, el consumo de combustibles alternativos (FO, GO y carbón mineral) también fue menor en comparación con 2022, especialmente durante el invierno. El consumo de FO y GO disminuyó un 39% y 47%, respectivamente, alcanzando 2,2 millones y 3,6 millones de m3/día de gas equivalente mientras que el carbón mineral cayó un 33% a 0,9 millones de m3/día de gas equivalente.

A continuación, se resume los principales cambios en la remuneración de la energía base durante el 2023:

• Aumentos generales: en diciembre de 2022, se dispuso ajustes del 25% en febrero y 28% en agosto de 2023 (Resolución SE (Secretaría de Energía) N° 826/22). En septiembre de 2023, se reglamentó un aumento del 23% (Resolución SE N° 750/23). En octubre de 2023, se incrementó la remuneración en un 28% a partir de la transacción de noviembre (Resolución SE N° 869/23). Finalmente, en febrero de 2024, se dispuso un ajuste del 74%, aplicable a partir de ese mismo mes (Resolución SE N° 9/24).
• En marzo de 2023 se implementó la remuneración diferencial para CC (ciclo combinado) bajo energía base (Resolución SE N° 59/23).

Generadores térmicos

La remuneración se compone de una remuneración fija por potencia disponible mensual, con o sin DIGO, y una remuneración variable por la energía generada, operada, y generada en horas de punta de cada mes. Los precios por potencia para generadores que no declaren DIGO, en AR$/MW-mes, son:

Los precios por potencia para generadores que sí declaren DIGO, en AR$/MW-mes, son:

Los precios de la energía generada, según el combustible, en AR$/MWh, son:

El precio por la energía operada se fijó en AR$204/MWh (ene-23), AR$255/MWh (feb-23), AR$326/MWh (ago-23), AR$401 (sep-23), AR$513 (nov-23) y AR$892 (feb-24), independientemente del tipo de combustible.

El precio por la energía generada en horas de punta de cada mes es equivalente a los precios de la energía generada para el tipo de combustible despachado entre las 18:00 y 23:00, aplicándose el factor de 2,0 en los períodos de verano (dic-feb) e invierno (jun-ago), y 1,0 durante mar-may & sep-nov.

Generadores de fuente no convencional

La remuneración para la energía generada de cualquier fuente no convencional se fijó en: AR$4.090/MWh (ene-23), AR$5.113/MWh (feb-23), AR$6.545/MWh (ago-23), AR$10.304/MWh (nov-23) y AR$17.919 (feb-24). Este se reduce en un 50% para la energía generada antes de la habilitación comercial.

Generadores hídricos

La remuneración para hidroeléctricas incluye un fijo por potencia disponible mensual y un variable por la energía generada, operada, y generada en horas de punta. Asimismo, se mantiene el factor de 1,05 sobre la potencia para compensar la incidencia de mantenimientos programados, y el factor de 1,20 para las unidades a cargo del mantenimiento de estructuras de control en el curso del río sin una central asociada. El siguiente cuadro muestra los precios de la potencia, en AR$/MW-mes:

El precio por la energía generada y operada se fijó en AR$/MWh:

El precio por la energía generada en horas de punta de cada mes es equivalente a los precios de la energía generada entre las 18:00 y 23:00, aplicándose el factor de 2,0 en los períodos de verano (dic-feb) e invierno (jun-ago), y 1,0 durante mar-may & sep-nov.

Con el objetivo de incentivar el desarrollo de nueva oferta de generación, en septiembre de 2006 la SE aprobó la Res. N° 1281/06, implementando Energía Plus. Este programa permite a generadores que instalen nuevas unidades a vender energía a GU300 por encima de la Demanda Base (consumo eléctrico del año 2005), a un precio negociado, siempre que cuenten con abastecimiento y transporte de combustible. En caso de no poder satisfacer su demanda de Energía Plus, el generador debe comprar esa energía en el mercado spot.

La SE estableció que los GU300 que no compren su Demanda Excedente en el MAT deben abonar el Cargo Medio Incremental de la Demanda Excedente (CMIEE), y que la diferencia entre el costo real y el CMIEE se acumule mensualmente en una cuenta individual de cada GU300 en CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) (Nota N° 567/07 y modificatorias). A partir de junio de 2018, el CMIEE pasó a ser el máximo entre AR$1.200/MWh y el sobrecosto transitorio de despacho (Nota SE N° 28663845/18). Adicionalmente, se estableció que transitoriamente no se registren movimientos en la cuenta individual de cada GU300 hasta nueva instrucción.
Parte de los precios de los contratos de Energía Plus se ajustan por la variación de precios de CAMMESA y son en US$. Durante el 2023, el volumen de energía demandado continuó siendo elevado, y se logró un alto grado de contratación de Energía Plus. Desde enero de 2021 con la implementación del Plan Gas.Ar, Pampa cede operativamente el suministro y transporte de gas a CAMMESA. CTG, EcoEnergía y CTGEBA prestan el servicio de Energía Plus a distintos clientes del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista), con una potencia bruta total de 283 MW.

Con el fin de incentivar nuevas inversiones para aumentar la oferta de generación, la SE dictó la Res. N° 220/07, en la cual faculta a CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) a suscribir “Contratos de Compromiso de Abastecimiento al MEM (Mercado Eléctrico Mayorista)” con los agentes generadores del MEM por la energía producida con nuevo equipamiento de generación. La modalidad de contratación es un PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) a largo plazo, en US$ y el precio a pagar por CAMMESA debe remunerar la inversión realizada por el agente con una tasa de retorno aceptada por la SE.

79 MW de la TG04 de CTLL son remunerados bajo este esquema hasta julio de 2026, y la expansión de 279 MW de CTEB hasta febrero de 2033

En marzo de 2016, la SEE (Subsecretaría de Energía Eléctrica) convocó a una licitación para la adquisición de nueva capacidad de generación térmica con compromiso de estar disponible en el MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) entre 2016 y 2018. Los oferentes adjudicados suscribieron un PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) por un cargo fijo (US$/MW-mes) y un cargo variable sin incluir combustibles (US$/MWh), con CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) como contraparte en representación de los distribuidores y GU del MEM.

Bajo esta normativa, están remunerados hasta agosto de 2027 la TG05 en CTLL (105 MW) y CTPP (100 MW); y CTIW (100 MW) hasta diciembre de 2027.

Con fecha 10 de mayo de 2017, la SEE (Subsecretaría de Energía Eléctrica) dictó la Resolución N° 287/17, en la cual llamó a licitación proyectos de cogeneración y cierre de CC (ciclo combinado) sobre equipamiento ya existente. Los proyectos debían tener bajo consumo específico/alta eficiencia térmica y no debían exceder las capacidades existentes de transporte, o caso contrario, el oferente debía asumir los costos de las ampliaciones necesarias.

Los proyectos adjudicados firmaron un PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) por 15 años, a un precio de la potencia disponible más el CVP (Costo Variable de Producción) sin combustible por la energía suministrada y el costo del combustible (si se oferta), menos las penalidades y el excedente de combustible. Los excedentes de potencia remuneran como energía base.

Bajo esta normativa, CTGEBA posee potencia bruta de 400 MW hasta julio de 2035. Con la implementación del Plan Gas.Ar, desde enero de 2021 CTGEBA cede operativamente el suministro y transporte de gas a CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista), y se fijó un orden de despacho centralizado, en consideración del combustible asignado para la generación.

Para promover el mantenimiento y uso eficiente de los CC (ciclo combinado) bajo el esquema de energía base, la SE (Secretaría de Energía) publicó el 7 de febrero de 2023 la Resolución SE N° 59/23. Dicha Res. invita a generadores a suscribir un Acuerdo de Disponibilidad de Potencia y Mejora de la Eficiencia con CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) por un plazo máximo de 5 años. Las unidades que participen se comprometen a mantener una disponibilidad del 85% de la potencia neta. El PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) ofrece un precio de la potencia de US$2.000/MW-mes, ajustado por disponibilidad, sumado un pago parcial del precio de la potencia en AR$ bajo el esquema para energía base.

El precio de la energía generada se fijó en US$3,5/MWh para gas natural, US$6,1/MWh para FO (fuel oil) o GO (gas oil) y US$8,7/MWh con biocombustible. El precio de la energía operada y la energía generada en horas de punta se fija en AR$ de acuerdo al esquema de precios para energía base.

Además, el 15 de marzo de 2023 , la SE estableció los criterios de implementación, destacándose que: (i) Los CC con compromiso parcial en otros PPA estaban habilitados para adherirse, pero excluye autogeneradores con demanda industrial o comercial asociada; (ii) el plazo de vigencia no podía comenzar después del 1 de enero de 2024 ni extenderse más allá del 31 de mayo de 2028; y (iii) los generadores podrían solicitar la rescisión si, sujeto a la aprobación de SE, demuestra que la remuneración complementaria derivada de la energía base no refleja la variación de los costos.

Bajo este esquema, Pampa adhirió los dos CC en CTLL y CTGEBA (potencia bruta total de 1.243 MW), y las dos TG en CTEB, que componen el CC inaugurado en febrero de 2023 (potencia bruta de 569 MW). Dicha remuneración diferencial entró en vigencia el 1 de marzo de 2023 y continuará hasta el 29 de febrero de 2028.

El 27 de julio de 2023 se convocó a una licitación para incorporar entre 2.250 y 3.000 MW de potencia de generación o co-generación térmica, a fin de sustituir o repotenciar la capacidad existente y mejorar la confiabilidad y sustentabilidad del SADI (Sistema Argentino de Interconexión). En total, se presentaron 66 proyectos por 7.112 MW. El 24 de noviembre de 2023, mediante la Resolución SE N° 961/23, se adjudicaron un total de 29 proyectos por 3.340 MW.

La licitación estipulaba que los proyectos adjudicados suscriban un PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) con CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) por hasta 15 años, pudiendo habilitarse comercialmente desde 2025 y a más tardar en 2028. El PPA remuneraba un precio por potencia base entre US$9.000 y US$19.800/MW-mes (dependiendo del renglón de la convocatoria), operación y mantenimiento en US$/MW-mes, un variable en US$/MWh según el combustible utilizado, y el costo del combustible asociado, si fuera ofertado.
Pampa resultó adjudicada en la instalación de una TG de 300 MW en CTGEBA, y la repotenciación en CTEB por 11 MW. Sin embargo, el 28 de diciembre de 2023, la SE instruyó a CAMMESA a suspender provisoriamente la emisión de la documentación comercial correspondiente al pago de la garantía para el mantenimiento de la oferta.

En octubre de 2015 se promulgó la Ley N° 27.191, donde establece que para el 31 de diciembre de 2025, el 20% de la demanda total de energía en Argentina debe provenir de fuentes renovables de energía. Para alcanzar este objetivo, los GU (Grandes Usuarios) del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) y CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) deben cubrir su demanda con dichas fuentes en un 20% al 31 de diciembre de 2025. Los contratos celebrados con GU y los GUDI (Grandes Usuarios Distribuidoras) no podrán tener un precio promedio superior a US$113/MWh.

Asimismo, se establecieron diversos incentivos, como beneficios fiscales (devolución anticipada del Impuesto al Valor Agregado, amortización acelerada en el impuesto a las ganancias, exenciones de derechos de importación, etc.) y la creación del Fondo para el Desarrollo de Energía Renovables (FODER), destinado a financiar proyectos.

En 2016 se convocaron las rondas 1 y 1.5 del Programa RenovAr (Resolución MEyM N° 71/16 y 252/16). Se adjudicaron 1.142 MW en la ronda 1, y 1.281,5 MW en la ronda 1.5. En 2017 se convocó la ronda 2 y se adjudicaron 2.043 MW (Resolución MEyM N° 275/17). Finalmente, en 2018 la ronda 3 (MiniRen), asignó 246 MW.

PEA (100 MW) está remunerado bajo RenovAr ronda 1 hasta marzo de 2040. Asimismo, PEA cuenta con la garantía del Banco Mundial en el supuesto que se resolviese el PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad).

Todas las reducciones de gases de efecto invernadero derivadas de los proyectos bajo RenovAr o cualquier otro proyecto de potencia renovable bajo la Ley N° 27.191, deben contabilizarse por el Estado Nacional para el cumplimiento de su meta de contribución en el marco de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y el Acuerdo de París.

En enero de 2022, habiéndose detectado un retraso significativo en la completación de ciertos proyectos adjudicados, y con el fin de recuperar la capacidad de transporte, la SE (Secretaría de Energía) dispuso, bajo el cumplimiento de ciertas condiciones, las siguientes opciones: (i) rescindir el PPA efectuando el pago de US$17.500/MW (eólico o solar) o US$12.500/MW (resto) por la potencia contratada; (ii) prorrogar el plazo para la habilitación comercial reduciendo el plazo y precio del PPA; o (iii) habilitar el proyecto con una potencia menor.

En abril de 2023, la SE dictó nuevas disposiciones con el fin de regularizar las penalidades de los proyectos demorados y adjudicados bajo RenovAr, entre las que se destacan los pagos en cuotas y topes en los descuentos sobre la transacción económica para cubrir las multas (Resolución SE N°165/23). Además, con el fin de liberar capacidad de transporte comprometida en proyectos con dificultades para su habilitación, se aprobó un régimen para solicitar la resolución del PPA con CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico), el cual estipula el pago de una multa equivalente a US$35.000/MW de potencia del proyecto y la renuncia a todo derecho, acción, reclamo y beneficios fiscales otorgados y no gozados (Resolución SE N° 162/23).

En noviembre de 2023 se instauró un régimen de compensación de penalidades por demora, deficiencia o componente nacional contra el compromiso de nuevas inversiones en generación renovable. Se estableció un plazo de 36 meses para la instalación de la nueva potencia renovable que puede instalarse y ser de una tecnología distinta al proyecto original.

A través de la Res. MEyM (ex Ministerio de Energía y Minería) N° 281/17 de agosto de 2017, se reglamentó el MAT ER (Mercado a Término de Energías Renovables), un régimen que permite a los GU (Grandes Usuarios) del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) y los GUDI (Grandes Usuarios Distribuidoras) contratar o autogenerar energía limpia para cumplir con su obligación de abastecimiento de su demanda a través de fuentes renovables. Los proyectos destinados al MAT ER no pueden estar comprometidos bajo otros mecanismos de remuneración, como el Programa RenovAr.

Los excedentes de generación respecto a lo contratado en el MAT ER se remuneran hasta un 10% de la generación al precio mínimo de la tecnología vigente en el marco del Programa RenovAr, y el remanente serán comercializados en el mercado spot. Asimismo, las condiciones contractuales -duración, prioridades de asignación, precios y otros, excepto el precio máximo establecido en la Ley N° 27.191- pueden ser pactadas libremente entre las partes de acuerdo con los Procedimientos del MEM, pero los volúmenes comprometidos están limitados a generadores o comercializadores con los cuales posean acuerdos MAT ER.

En mayo de 2023, la SE introdujo modificaciones, entre las que se destaca la asignación de prioridad de despacho a proyectos conjuntos de demanda incremental con nueva generación renovable y sobre la capacidad de transporte incremental para los proyectos financiados a su propio costo (Res. SE N° 360/23). Se destaca la posibilidad de otorgar Prioridad de Despacho “Referencial A” en corredores sin disponibilidad plena en todas las horas del año, teniendo una probabilidad esperada del 92% de inyección de la energía anual característica. Cabe destacar que ésta fue la obtenida para PEPE VI.

Bajo este esquema, PEPE II y III (106 MW) venden energía desde mayo de 2019, y PEPE IV (81 MW) desde febrero de 2023. Estimamos adicionar PEPE VI (140 MW) en el segundo semestre de 2024. La energía producida se comercializa a través de PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) en US$ con clientes privados, a un plazo promedio de aproximadamente 5 años.

Además de la generación propia, desde 2019 Pampa comercializa energía renovable generada por terceros, cuyo volumen del 2023 promedió los 10 GWh, contribuyendo al margen en el segmento MAT ER.

El 2 de febrero de 2023, la SE (Secretaría de Energía) convocó la ronda RenMDI para incorporar 120 MW de nueva capacidad renovable, con el objetivo de sustituir generación forzada por 500 MW y así diversificar la matriz energética (Resolución SE N° 36/23). Se adjudicó 514 MW para la sustitución de generación forzada, con un precio promedio de US$73,1/MWh, y 120 MW para la diversificación de la matriz energética, con un precio promedio de US$145,8/MWh. Los oferentes adjudicados suscribieron un PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) con CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) por un plazo de 15 años. Pampa no participó en dicha licitación.

El 10 de agosto de 2023, mediante la Resolución SE (Secretaría de Energía) N° 671/23, se eximió del impuesto país al GNL, el gas natural, la energía eléctrica y la importación de bienes para la construcción y puesta en marcha del GPNK (Gasoducto Presidente Néstor Kirchner), la reversión del Gasoducto Norte y a las obras que integran el Programa Transport.Ar. Posteriormente, la Res. SE N° 714/23 amplió la exención del impuesto país a los bienes para obras vinculadas a la generación eléctrica. Las obras de PEPE IV y PEPE VI aplican bajo esta exención.

En septiembre de 2019, Transener recibió la última actualización semestral tarifaria bajo la RTI (Revisión Tarifaria Integral) implementada en febrero de 2017. Posteriormente, con la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad en diciembre de 2019, no se registraron cambios en las tarifas de transmisión de electricidad bajo jurisdicción federal.

Sin embargo, debido a la evolución de las variables macroeconómicas, a partir de febrero de 2022 Transener y Transba experimentaron aumentos transitorios a sus tarifas en concepto de variación de costos, a cuenta de la futura RTI. Durante el ejercicio 2023, Transener y Transba recibieron los siguientes incrementos a sus cuadros tarifarios, respectivamente:

• 155% y 154% aplicables desde el 1 de enero de 2023 (Resolución ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad) N° 698/22 y 702/22 del 29 de diciembre de 2022);
• 20,9% y 20,8% desde agosto 2023, y se estableció una fórmula de actualización trimestral basada en IPC (Índice de Precios al Consumidor), precios mayoristas y salarios (Resolución ENRE N° 661/23 y N° 660/23 del 8 de septiembre de 2023);
• 37,3% y 38,4% desde noviembre 2023 (Resolución ENRE N° 781/23 y N° 780/23 del 1 de noviembre de 2023).

Con respecto a la RTI, la Ley de Solidaridad delegó en el PEN (Poder Ejecutivo Nacional) la facultad de instruir una nueva revisión, iniciada el 17 de diciembre de 2020 (DNU (Decreto de Necesidad y Urgencia) N° 1020/20) y prorrogada sucesivamente. El 29 de mayo de 2023, el ENRE aprobó el cronograma para la RTI de transporte (Resolución N° 421/23).

Finalmente, el 18 de diciembre de 2023, a través del DNU N° 55/23, se declaró la emergencia del sector energético nacional, abarcando los segmentos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como transporte y distribución de gas natural, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024.
Se instruyó a la SE (Secretaría de Energía) a implementar medidas para sancionar precios en condiciones de competencia y libre acceso, y mantener, en términos reales, los niveles de ingresos para garantizar la prestación de servicios públicos. También se iniciaron procesos de RTI para transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural, no pudiendo excederse la entrada en vigencia más allá de fin de 2024. En este contexto, el ENRE realizó una audiencia pública para tratar la adecuación tarifaria y el índice de actualización mensual. A través de las Resolución ENRE N° 104/24 y 105/24, se establecieron incrementos de 179,7% y 191,1% respecto de los valores vigentes a noviembre de 2023 para Transener y Transba, respectivamente, aplicables a partir de febrero de 2024. También se determinó una fórmula que combina salarios, precios mayoristas y precios al consumidor para ajustar la tarifa mensualmente a partir de mayo de 2024.

Además, el DNU busca crear un único Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, el cual reemplazaría al ENRE y ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas).