Informe Anual 1994/1995 ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD

Presidente

Ing. Carlos Alberto Mattausch

Vicepresidente

Lic. Alberto Enrique Devoto

Directores

Dr. Marcos Rebasa

Ing. Ricardo Martínez Leone

Ing. Juan Carlos Derobertis

Indice

VOLUMEN I

Introducción

Capítulo 1. LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

Capítulo 2. LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE

Capítulo 3. TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION

Capítulo 4. LA PROTECCION AL USUARIO

Capítulo 5. AUDIENCIAS PUBLICAS

Capítulo 6. SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS

Capítulo 7. EL CONTROL AMBIENTAL

Capítulo 8. SEMINARIOS Y JORNADAS

Capítulo 9. LA GESTION ADMINISTRATIVA

Capítulo 10. CONCLUSIONES VOLUMEN II

MARCO REGULATORIO Ley Nº 24.065 Subanexo 4 - Contato de Concesión Reglamento de Suministro

Anexo 1. TRANSPORTE Resoluciones ENRE Resoluciones S.E. Reglamento de Conexión y uso del sistema de Transporte de Energía Eléctrica - ANEXO 16 Procedimientos CAMMESA

Anexo 2. SANCIONES CALIDAD DE SERVICIO Resoluciones ENRE

Anexo 3. TARIFAS Resoluciones ENRE

Anexo 4. PROTECCION AL USUARIO Resoluciones ENRE

Anexo 5. CONTROL AMBIENTAL Resoluciones ENRE Resoluciones S.E. VVVOLOLOLUMEN IIUMEN Introducción introducción

Introducción

Este segundo informe que produce el ENRE sobre el desenvolvimiento del mercado eléctrico argentino sujeto a su jurisdicción - la producción y transporte de energía eléctrica en todo el país y el segmento de la distribución en las áreas concesionadas a EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A. - abarca el período que va desde el mes de setiembre de 1994, hasta el 31 de diciembre de 1995. Se ha considerado necesario realizar esta periodización para que los próximos informes comprendan el año calendario, permitiendo que el relato guarde concordancia con las series estadísticas que lo sustentan, ya que las mismas comprenden generalmente los períodos anuales de enero a diciembre.

El presente informe está destinado al Poder Ejecutivo y al Congreso de la Nación, así como a dar publicidad a las decisiones del Directorio del ENRE, en cumplimiento de las obligaciones puntuales encomendadas por el Marco Regulatorio a este Organismo.

Como es sabido, en el proceso de su reforma, el estado argentino ha transferido al rol empresario la producción de bienes y servicios, pero ha conservado y redefinido las funciones regulatorias en los servicios públicos privatizados. Así también, el estado es responsable de asegurar a la sociedad una información confiable en todo lo que concierne al interés público.

En lo que respecta al mercado eléctrico, su transformación y privatización tuvo por objeto mejorar la calidad de vida de la población y el ENRE fue creado, entre otros objetivos, para «proteger adecuadamente los derechos de los usuarios». Por ello, el interés del usuario constituye una perspectiva focal desde la cual el Directorio aborda la presentación de este informe.

De acuerdo a lo establecido en el Artículo 1° de la Ley 24.065, se hará referencia a los servicios públicos de transporte y distribución y a su generación, caracterizada como una actividad de interés general destinada a abastecerlos y afectada a los mismos.

1 introducción

Alrededor del tema se plantean variadas cuestiones, ligadas tanto a la adecuada regulación de la calidad y la tarifa del servicio eléctrico, como a la función que cumple específicamente el ENRE para proteger al usuario. En este sentido, los primeros mensajes del Directorio del ENRE a la sociedad se relacionaron con la manera más eficaz de proteger el interés público, es decir, vigilar el desempeño de cada uno de los sectores que conforman la industria eléctrica y, particularmente, aquellas situaciones en las que los usuarios no están en condiciones de advertir, de inmediato, los comportamientos que pueden resultar lesivos a sus intereses.

Las circunstancias especiales que recuerdan a cada habitante del país su condición singular de usuario del servicio eléctrico, son de dos tipos: aquéllas que se dan en el momento de tener que pagar la factura por su consumo y cuando se producen anormalidades en la calidad del suministro. Es decir que la calidad y el precio constituyen los señalamientos de su condición de usuario. Este tema se desarrolla en el Capítulo 1 del presente informe, mientras que la relación específica de la calidad y las tarifas con los segmentos del transporte y la distribución, se plantea en los Capítulos 2 y 3 .

La nueva realidad generada por las privatizaciones ha marcado la necesidad de crear una estructura jurídico-institucional de regulación y control de los servicios públicos esenciales. A esta problemática, vista específicamente desde el sector eléctrico, se hace referencia en el Capítulo 4, dedicado a la protección del usuario. La creación de la instancia participativa que implica la Audiencia Pública y los diversos temas tratados en las realizadas durante el período de este informe, se desarrolla en el Capítulo 5.

El proceso de privatización del sector condujo a establecer normas que regulan las tenencias accionarias de las nuevas unidades de negocios. Las medidas tomadas sobre el particular y la tarea a realizar, están planteadas en el Capítulo 6. El Capítulo 7 por su parte, da cuenta de la acción regulatoria del ENRE sobre los aspectos ambientales.

En el Capítulo 8 se desarrollan los Seminarios y Jornadas técnicas realizadas durante este período, y el Capítulo 9 describe la gestión administrativa del ENRE. El informe se cierra con las Conclusiones formuladas en el Capítulo 10.

Finalmente, cabe señalar que si bien el análisis del informe se centra en los temas citados, el Directorio del Ente también viene haciendo acopio de estudios y análisis

2 introducción

destinados a sustentar las decisiones que oportunamente le corresponderá adoptar en relación con los siguientes temas: la autarquía del ENRE y sus alcances; la jurisdicción del ENRE en materia de Grandes Usuarios y la Función Técnica del Transporte realizada por distribuidoras provinciales; el conflicto jurisdiccional con organismos de la Pcia. de Buenos Aires; la competencia del ENRE con la Secretaría de Energía; la relación del ENRE con el Defensor del Pueblo y la jurisdicción federal del ENRE en la Ciudad de Buenos Aires.

3 LA CALIDCALIDLA AD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOELECTRICOAD Capítulo 1. Capítulo 1.1.Capítulo LA CALIDCALIDLA AD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOELECTRICOAD

LLLa formación de los preciospreciosa

Corresponde efectuar una aproximación al proceso de formación de los precios de la electricidad , recordando que las actividades del transporte y la distribución están sujetas a controles tarifarios y de calidad y, en el caso de la distribución, que ésta tiene la obligación de abastecer la totalidad de la demanda que le sea requerida. La regulación debe establecer metodologías apropiadas que aseguren tarifas justas y razonables. La responsabilidad de su cumplimiento está encomendada al ENRE.

El principio orientador de la legislación es el de la racionalidad económica y, dentro de ella, el de procurar la eficiencia en la asignación de los recursos. Se introduce la competencia como factor de desarrollo en el segmento de generación, y se establece un mercado calificado de interés general, definido como actividad propia de la iniciativa privada, con múltiples operadores que compiten entre sí.

Dado que la demanda de electricidad representa la valoración de la utilidad que le adjudica la sociedad, el precio de mercado - emergente de la igualación de la oferta y la demanda - constituye una señal válida, tanto de la escasez como de la utilidad del recurso. A través de este mecanismo para determinar los precios se propugna implícitamente, el uso racional del recurso.

La necesidad de igualar oferta con demanda en forma instantánea, determina que se deba operar con un despacho centralizado, lo que ha requerido la creación de un administrador del mercado mayorista, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA)1, que es la responsable del Organismo Encargado del Despacho (OED).

En tal sentido, se persigue alcanzar tanto una real transparencia en la formación de los precios y en las distintas etapas de la industria eléctrica, como la posibilidad de acceso directo de los usuarios al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Por un lado, se tiende a que las tarifas finales de las distribuidoras reflejen las señales de abundancia o escasez que surgen de los precios del MEM; por otra parte, se propicia establecer

1 La compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) fue creada por decreto Nº 1.192 del 10 de julio de 1992 y concebida como una entidad privada de propósito público. 5 Principales funciones asignadas a CAMMESA. 1. Ejecutar el despacho técnico del Sistema Argentino de Interconexión de acuerdo a lo previsto en la ley 24.065 y sus normas complementarias y reglamentarias, propendiendo a maximizar la seguridad y calidad del suministro y minimizar los precios mayoristas en el mercado horario de la energía (mercado spot). 2. Administrar el Mercado Eléctrico Mayorista asegurando transparencia por medio de la participación de todos los capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

el vínculo directo entre el MEM y aquellos usuarios que, por la cuantía de su demanda, hacen que resulte económica y administrativamente racional encarar unitariamente las obligaciones de medición y comportamiento propio de dicho vínculo. Y, finalmente, se promueve la formación de un mercado a término, mediante contratos libremente pactados entre la oferta y la demanda, en la que se admiten incluso usuarios con demandas de 100 Kw en más.

Se tiende a la mayor equidad posible entre los usuarios del servicio eléctrico, procurando que cada una de las categorías tarifarias afronte los costos propios de la prestación que recibe. En este sentido, se proscriben los subsidios cruzados, así como la discriminación de precios en la fijación de las tarifas, excepto que el Ente lo considere razonable. Y también se previenen eventuales distorsiones monopólicas o prácticas colusivas, que impidan la competencia o impliquen abusos de una posición dominante en el mercado.

Todos los criterios mencionados están desarrollados en el Marco Regulatorio Eléctrico, pero su cumplimiento en un mercado imperfecto no es automático, requiriendo por lo tanto de la acción regulatoria permanente y eficaz del ENRE, llamado a asegurar la prevalencia del interés público en la prestación de un servicio esencial.

La transformación del sector eléctrico, introdujo la competencia en el segmento de la producción de energía, y ello permitió que se alcanzara una fuerte disminución en los precios, con una oferta que satisface ampliamente la demanda , además de una calidad adecuada que se ajusta a las exigencias establecidas por los Contratos de Concesión. En este tramo, es la competencia la que regula con eficacia el comportamiento del mercado, mientras que el ENRE debe garantizar su funcionamiento, evitando conductas lesivas a los objetivos antes mencionados.

Los actores privados incorporados al mercado eléctrico aceptaron las reglas de juego introducidas, multiplicando las inversiones en generación térmica, las que están excediendo la demanda actual. El resultado de estas incorporaciones puede verse en las siguientes expresiones numéricas: hace apenas tres años el consumo específico medio para las máquinas del parque térmico era de 2.800 k/caloría por kW/hora generado, mientras que los grupos en construcción que serán puestos en funcionamiento durante 1996, tienen un consumo específico de 1.700 k/caloría por kW/hora, lo que significa que la competencia aumenta la productividad de la oferta eléctrica de una manera impactante.

involucrados y objetividad en una gestión ajustada a las reglamentaciones emanadas de la Secretaría de Energía. 6 La integración del Directorio de CAMMESA con representantes de todos los actores del mercado (generadores, transportistas, distribuidores y grandes usuarios) y el Estado Nacional, asegura equidad en la toma de decisiones, superando coyunturales intereses sectoriales, privilegiando el interés común, sin necesidad hasta el presente, de activar la facultad de veto con que cuenta el Estado nacional como titular de las acciones de clase "A". LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO capítulo uno

Esta evolución satisfactoria del MEM, corrobora que una regulación eficaz, esto es, que proteja adecuadamente los derechos de los usuarios, debe comenzar por el segmento de la producción. Para ello, debe monitorear el proceso de formación de los precios, cuidando igualmente el cumplimiento por todos los actores, de las normas de competitividad, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios e instalaciones.

La diversidad de precios en el MEM

Como se sabe, hay distintos precios en la comercialización de la energía en el MEM - spot, estacional, contractual - y por lo tanto, cabe preguntarse cuáles son las señales que permiten detectar el comportamiento irregular de los mismos. En el sistema inglés, el acuerdo de dos generadores en algún momento permitió elevar los precios, pero ello fue posible porque sólo eran tres las empresas productoras. Cabe señalar que el Marco Regulatorio argentino estableció mecanismos adicionales que resguardan la vigencia de una plena competencia, asegurando una oferta más amplia que torna muy dificultosa la colusión entre los productores.

Puede afirmarse entonces, que especular con la oferta en el mercado de producción no es fácil. Ahora bien, para disuadir cualquier propósito colusivo, es necesario que el ENRE vigile el cumplimiento de los objetivos establecidos en el Marco Regulatorio, en el sentido que una oferta «verdadera» mantenga la efectiva competencia en este segmento de la industria. Por otra parte, la frecuencia con la que se alude a los beneficios de una eventual «autoregulación», demuestra que el mecanismo regulatorio adoptado permitió, además, la superación de los graves problemas coyunturales de abastecimiento que padeció la industria al finalizar la década de los 80.

La evolución de los precios

Los cuadros y gráficos estadísticos que siguen, confirman que el mercado eléctrico mayorista está amplia y diversificadamente ofertado. Ello ha impulsado rebajas sustanciales en el precio de la energía eléctrica, generada desde la transformación y privatización del mercado.

7 capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

Generación Bruta del SIN 1995

AUTOPROD. 779 GW h 1%

TERM ICA HIDRO . 27220 GW h 24852 GW h 44% 41%

RIO GRANDE 364 GW h IM PORTAC. 1% NUCLEAR 309 GW h 7118 GW h 1% 12%

Capacidad Instalada 1995 MEM + MEMSP

T. VAPOR 4867 MW 28%

HIDRO. C. COM B. 8123 MW 144 MW 48% 1%

NUCLEAR 1005 MW 6%

DIESEL T. GAS 4 MW 2938 MW 0% 17%

Potencia Máxima 1995 en el MEM

10000

8000

6000 MW MW MW MW

4000

2000

0 julio abril junio mayo enero marzo agosto octubre febrero diciembre noviembre septiembre

8 LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO capítulo uno

Demanda 1995 en el MEM

5000.0

4000.0

3000.0 GWh/mesGWh/mes GWh/mesGWh/mes 2000.0

1000.0

0.0 julio abril junio mayo enero marzo agosto octubre febrero diciembre noviembre septiembre

Total M.Spot M. a Término

Demanda 1995 en el MEM

6000

5000

4000 Mercado a 3000 Término GWh/mesGWh/mes GWh/mesGWh/mes 2000 Mercado 1000 Spot

0 julio abril junio mayo enero marzo agosto octubre febrero diciembre noviembre septiembre

La evolución en baja de los precios mayoristas refleja una realidad: la mayor disponibilidad del parque y la presencia de nuevos actores que aportaron inversiones, tecnologías y gestión. Esto se tradujo en una adecuada relación entre oferta y demanda que redujo los precios del MEM y benefició al país en su conjunto, si bien es cierto que no todos los usuarios finales se beneficiaron igualmente de la reducción de precios mayoristas.

En efecto, se han beneficiado particularmente los usuarios libres, o sea aquellos que pueden acceder directamente al mercado y a sus precios. También lo hicieron los usuarios cautivos en los ámbitos regulados por el gobierno nacional, es decir, en las áreas geográficas donde los precios mayoristas, de alguna manera, se trasladan a los

9 capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

usuarios finales, con más el valor agregado de distribución, pautado con racionalidad económica.

En las jurisdicciones provinciales donde este tipo de regulación no se aplica, la reducción de precios en el MEM no necesariamente encuentra su correlato en las tarifas que pagan los usuarios. Es por eso necesario organizar la actividad de la distribución en esos lugares, de manera que transfiera a los usuarios finales el beneficio de la competencia que existe en el mercado mayorista.

Durante los dieciséis meses que corresponden a este informe, los progresos efectuados por los distintos gobiernos provinciales para alcanzar los objetivos fijados en el párrafo anterior no fueron significativos, pero a partir del último trimestre de 1995 se aceleraron los avances privatizadores en el interior del país. Esta evolución aparece reflejada en los cuadros que siguen, que muestran la composición del MEM al 31 de diciembre de 1995.

Actores Reconocidos del Mercado Eléctrico

GENERACION POTENCIA INSTALADA POR REGION

10 LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO capítulo uno

UNIDAD DE NEGOCIO: CENTRAL PUERTO S.A.A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: CAPITAL FEDERAL

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica y Comercialización en Bloque.

POTENCIA INSTALADA: 1.009 MW

CONCESIONARIO: CENTRAL PUERTO

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: CHILGENER S. A. (Chile). CHILECTRA QUINTA REGIÓN (Chile)

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de abril de 1992

UNIDAD DE NEGOCIO: CENTRAL COSTANERA S. AA.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: CAPITAL FEDERAL

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica y Comercialización en Bloque.

POTENCIA INSTALADA: 1.260 MW

CONCESIONARIO: CENTRAL COSTANERA S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: ENDESA (Chile); ENERSIS S. A. (Chile); DIST. CHILECTRA METROPOLITANA S. A. (Chile). INVERSORA PATAGÓNICA S. A. (Arg). INTER RIO HOLDINGS ESTABLISHMENT (Arg). COSTANERA POWER CORPORATION.

INICIO DE ACTIVIDADES: 29 de mayo de 1992

UNIDAD DE NEGOCIO: CENTRAL TÉRMICA ALTO VALLE S.A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE NEUQUÉN.

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica y Comercialización en Bloque.

POTENCIA INSTALADA: 95 MW

CONCESIONARIO: ALTO VALLE HOLDING.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Dominion Energy INC. CALF (Cooperativa de Agua y Luz del Neuquén).

OPERADOR: DOMINION ENERGY INC.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 25 de agosto de 1992

11 capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

EMPRESA GENERADORA: CENTRAL TÉRMICA GUEMES S. AA.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE SALTA

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica

POTENCIA INSTALADA: 245 MW

CONCESIONARIO: POWERCO S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Duke Guemes Inc 25%; Argentine Investiment 15%; TCW American Developement 15%; Sociedad Cial. Del Plata 25%; Iberdrola. S. A. 20%.

OPERADOR: DUKE - IBERDROLA -

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 30 de septiembre de 1992

UNIDAD DE NEGOCIO: CENTRAL PEDRO DE MENDOZA S. AA.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: CAPITAL FEDERAL

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica.

POTENCIA INSTALADA: 94 MW

CONSORCIO: CENTRAL PEDRO DE MENDOZA S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: ACINDAR S.A. (ARG); MASSSUH S.A. (ARG)

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de octubre de 1992

UNIDAD DE NEGOCIO: CENTRAL DOCK SUD S.A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: GRAN BUENOS AIRES

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica.

POTENCIA INSTALADA: 211 MW.

CONCESIONARIO: CENTRAL DOCK SUD S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: POLLEDO S. A. (ARG). BRITISH GAS.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 5 de octubre 1992

UNIDAD DE NEGOCIO: CENTRAL TÉRMICA SORRENTO S.A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE SANTA FE

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica.

POTENCIA INSTALADA: 226 MW.

CONSORCIO: SORRENTO S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: MALVICINO S.A.; IATE S. A. ELEPRINT S. A. ARGON S.A.; SKODA EXPORT (Operador)

INICIO DE ACTIVIDADES: 6 de febrero de 1993

12 LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO capítulo uno

UNIDAD DE NEGOCIO: CENTRALES TÉRMICAS DEL NORESTE S. A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIAS. DEL NEA

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica.

POTENCIA INSTALADA: 250 MW

CONSORCIO: CENTRALES TÉRMICAS DEL NEA S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: IATE S.A. SKODA SPORT (operador)

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 20 de mayo de 1993

UNIDAD DE NEGOCIO: CENTRALES TÉRMICAS DEL NOROESTE S.A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: SAN MIGUEL DE TUCUMAN

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica

POTENCIA INSTALADA: 305 MW

CONSORCIO: CENTRALES TÉRMICAS DEL NOROESTE S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: FATLYF; G. Fazio; Atahualpa S.R.L.; Horizontes S.A.; Caminos S. A. Public Service Company of Nueva México (operador).

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 21 de mayo de 1993.

UNIDAD DE NEGOCIO: CENTRALES TÉRMICAS PATAGÓNICAS S.A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA . DE CHUBUT

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica.

POTENCIA INSTALADA: 256 MW.

CONSORCIO: TÉRMICAS PATAGÓNICAS S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: FATLYF; IATE; ELEPRINT S.A.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 9 de diciembre de 1993.

UNIDAD DE NEGOCIO: CENTRAL TÉRMICA SAN NICOLÁS S.A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA DE BUENOS AIRES.

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica.

POTENCIA INSTALADA: 650 MW

CONSORCIO: INVERSORA SAN NICOLÁS S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: AES San Nicolás Incorporated.; ORMAS SAICIC.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 18 de mayo de 1994

13 capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

UNIDAD DE NEGOCIO: HIDROELÉCTRICA LOS NIHUILES S. A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA PCIA. DE MENDOZA

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Hidroeléctrica.

POTENCIA INSTALADA: 260 MW

CONSORCIO: INVERSORA LOS NIHUILES S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Grupo Económico EDF Internacional S.A.; Nucleamiento Inversor S. A.; Banco de Galicia y Bs. As.; Jakes Matas

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de junio de 1994

UNIDAD DE NEGOCIO: CENTRALES TÉRMICAS DEL LITORAL S.A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE SANTA FE

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica.

POTENCIA INSTALADA: 84 MW

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: FATLYF; IATE; STEAG (operador).

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 14 de julio de 1994

UNIDAD DE NEGOCIO: HIDROELÉCTRICA DIAMANTE S.A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE MENDOZA.

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Hidroeléctrica

POTENCIA INSTALADA: 388MW

CONSORCIO: INVERSORA DIAMANTE S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Grupo Económici EDF Internacional (operador); Nucleamiento Inversor S. A.; Banco de Galicia y Bs. As. S. A.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 19 de octubre de 1994.

UNIDAD DE NEGOCIO: CENTRALES TÉRMICAS MENDOZA S.A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE MENDOZA

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica.

POTENCIA INSTALADA: 422 MW.

CONSORCIO: CUYANA S. A. DE INVERSIONES

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: CMS OPERATING S. A. (Operador); ORMAS SAICIC.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de noviembre de 1994

14 LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO capítulo uno

UNIDAD DE NEGOCIO: HIDROELÉCTRICA AMEGHINO S.A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE CHUBUT.

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Hidroeléctrica.

POTENCIA INSTALADA: 46.8 MW.

CONSORCIO: HIDROELÉCTRICA DEL SUR S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Camuzzi Gazometri Spa.; Camuzzi Argentina S.A. U.T.E. Uruguay; Cooperativad Trelew ; Puerto Madryn; C. Rivadavia; Rawson, Rada, Tilly, Gaiman y 16 de Octubre.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de noviembre de 1994.

UNIDAD DE NEGOCIO: HIDROELÉCTRICA RÍO HONDO S. A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: RIO HONDO. PCIA. SANTIAGO DEL ESTERO

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Hidroeléctrica.

POTENCIA INSTALADA: 17.2 MW

CONSORCIO: RÍO HONDO S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: APUAYE; NECON S.A.; José Chediak S.A.I.C.A.; Opiser NOA Consulser (operador).

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 29 de diciembre de 1994

UNIDAD DE NEGOCIO: HIDROELÉCTRICA FUALEUFÚ S.A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE CHUBUT.

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Hidroeléctrica.

POTENCIA INSTALADA: 448 MW.

CONSORCIO: ALUAR S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: ALUAR S.A. (operadores) Electrowatt Ingenieros Consultores S. A.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 15 de junio de 1995.

UNIDAD DE NEGOCIO: HIDROELÉCTRICA RÍO JURAMENTO S.A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: SAN NICOLAS. PCIA. DE BUENOS AIRES

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Hidroeléctrica.

POTENCIA INSTALADA: 102 MW

CONSORCIO: INVERSORA AES DIAMANTE S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: (Operadores) Electrowatt Ingenieros

15 capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

TRANSPORTE

SISTEMA DE TRANSPORTE

UNIDAD DE NEGOCIO: TRANSENER S.A.A. Compañía de Transporte de Energía de Alta Tensión.

ACTIVIDAD DESARROLLADA: Prestación de Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión.

ALCANCE: 6.800 Km. de líneas de transmisión de 500 kV; 560 Km. de líneas de transmisión de 220 kV. 27 estaciones y diversos transformadores y equipos de interconexión.

CONSORCIO: CITELEC S. A. Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Eléctrica del Plata S.A.;Entergy Corporation; Duke Power Company; National Grid; DINANCE B.V;Sade Ing. y Construcciones S.A.; InterRio Holdings Establishment.; The Argentine Investment Co.; Argentine Private Development Trust.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 17 de julio de 1993

16 LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO capítulo uno

UNIDAD DE NEGOCIO: YACYLEC

ACTIVIDAD DESARROLLADA: Transporte de Ener en A.T. Transportista Independiente (No es agente del MEM)

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: SYSTRANYAC S.A; RECCHI SPA COSTRUZIONE GRAL; SIDECO AMERICANA SACIF; CORPORACIÓN FINANCIERA INTERNACIONAL; SADE INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN S.A.; DUMEZ S.A.; ENDESA; DYCKERHOFF Y WIDMANN AKT; IMPREGLIO SPA.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de septiembre de 1994

UNIDAD DE NEGOCIO: TRANSNOA S. A. Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal del Noroeste Argentino S. A.

ACTIVIDAD DESARROLLADA: Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal.

ALCANCE: 2.460 Km de línea de 132 Kv. y 33 EE.TT. con una potencia de transformación de 1000 MVA.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: FATLYF, Bco. Feigin,IATE, Tecsa, GEESA.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 26 de enero de 1994

UNIDAD DE NEGOCIO: TRANSPA S.A. Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Patagonia S. A.

ACTIVIDAD DESARROLLADA: Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal.

ALCANCE: 2.214 Km. de línea de 330; 132;33 y 13,2 Kv. 12 EE.TT con una potencia de transformación de 1.119 MVA.

CONSORCIO: TRELPA S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: ALUAR S.A.I.C.; CG ARGENTINA S.A.; CAMUZZI GAZOMETRI SPA; SOC. COOP. POPULAR COMODORO RIVADAVIA; COOP. ELÉCTRICA TRELEW; COOP. ELEC. PUERTO MADRYN; COOP. ELECT. DE RAWSON; RADA TILLY; GAIMAN y COOP. 16 DE OCTUBRE. Electrowatt Ltda. (Operador)

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 16 de junio 1994

UNIDAD DE NEGOCIO: TRANSNEA S.A. Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal del Noreste Argentino.

ACTIVIDAD DESARROLLADA: Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal.

ALCANCE: 824 Km. de línea de 220 Kv. 132 Kv. y 33 Kv. EE.TT. con una potencia de transformación de 596 MVA.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: FATLYF; IATE; ELEPRINT S.A.; ARGON; CEZ (Operador)

INICIO DE LAS ACTIVIDADES 10 de noviembre de 1994

17 capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

UNIDAD DE NEGOCIO: DISTROCUYO S. A. Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de Cuyo S. A.

ACTIVIDAD DESARROLLADA: Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal.

ALCANCE: 1254 Km de línea de 220 kV/132kV. EE.TT. con una potencia de transformación de 1025 MVA.

CONSORCIO: ELECTRIGAL S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Nucleamiento Inversor S. A.; EDF International S. A.; Banco de Galicia y Bs. As.; Jaques Matas.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 12 de enero 1995.

DISTRIBUCION AREAS DE CONCESION

18 LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO capítulo uno

UNIDAD DE NEGOCIO: EDESUR S.A. Empresa Distribuidora Sur S.A.

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica.

CONSORCIO: DISTRILEC INVERSORA.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Compañía Naviera Pérez Companc S. A.(Argentina) Distribuidora Chilectra (Chile) Metropolitana Chilectra S.A.(Chile) ENERSIS S.A.(Chile). ENDESA. (Chile) PSI Energy INC.(EE.UU)

CANTIDAD DE USUARIOS: 2.049.781

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de septiembre de 1992.

ZONA GEOGRÁFICA QUE COMPRENDE: Zona Sur de Capital Federal y diez partidos de la Pcia. de Bs. As: Alte. Brown, Avellaneda, Berazategui, Cañuelas, E. Echeverría, Fcio. Varela, Lanus, Lomas de Zamora, Quilmes y San Vicente.

UNIDAD DE NEGOCIO: EDENOR S.A. Empresa Distribuidora Norte S.A.

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica.

CONSORCIO: EASA Electricidad de Argentina S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: EDF. Electricité de France (Francia) ENHER S.A. Empresa Nacional Hidroeléctrica del Ribagorzana S.A. (España); ASTRA S. A. Cía. Argentina de Petróleo S. A. (Argentina) SAUR. Societe D’amenagement urbain et rural. (Francia) ENDESA S.A. Empresa Nacional de Electricidad S.A.(España). J.P. Morgan International Corporation.

CANTIDAD DE USUARIOS: 2.152.000.-

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de septiembre de 1992.

ZONA GEOGRÁFICA QUE COMPRENDE: Zona Norte de Capital Federal y partidos de la Pcia de Bs As: Escobar, San Fernando, San Isidro, San Martín, 3 de Febrero, Pilar, Moreno, Gral. Las Heras, Gral Sarmiento, Gral. Rodriguez, Morón, Pilar, Marcos Paz, La Matanza.

UNIDAD DE NEGOCIO: EDELAP. Empresa Distribuidora de La Plata S.A.

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica.

CONSORCIO: COINELEC S.A.Compañía de Inversiones en Electricidad SA

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Houston Power Co. (EE.UU). Inversora Catalina S.A. Grupo TECHINT (Argentina).

CANTIDAD DE USUARIOS: 267.361.-

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 21 de diciembre de 1992.

ZONA GEOGRÁFICA QUE COMPRENDE: La Plata, Ensenada, Beriso, Magdalena, Brandsen .

19 capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

PROVINCIA DE SAN LUIS SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

UNIDAD DE NEGOCIO: EDESAL S.A. Empresa de Distribución Eléctrica de San Luis S. A.

PRIVATIZADA POR: Ley Nº 4966/92.

ENTE REGULADOR CRPEE -Comisión Reguladora Provincial de la Energía Eléctrica-

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: EXXEL GROUP (EE.UU). UNIÓN FENOSA DE INVERSIONES S. A. (España).

ENERGÍA FACTURADA: 550GWh

CANTIDAD DE USUARIOS: 78.000.

PRECIO PAGADO: $18.500.000

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 3 de marzo de 1993.

PROVINCIA DE SANTIAGO DEL ESTERO SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICAELÉCTRICA: AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA S. E.

UNIDAD DE NEGOCIO: EDESE S.A. Empresa de Distribución de Electricidad de Santiago del Estero.

PRIVATIZADA POR: Ley Provincial Nº 6117/94. Ley Marco Regulatorio Nº 6094/94

ENTE REGULADOR ENRESE. Ente Regulador de Santiago del Estero.

CONSORCIO: Cía. Eléctrica de Santiago del Estero.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Industrias Eléctricas Houston S. A.

ENERGÍA FACTURADA: 279 GWh.

CANTIDAD DE USUARIOS: 105.000.-

PRECIO PAGADO: $ 15.600.000.-

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 4 de enero de 1995

PROVINCIA DE FORMOSA

UNIDAD DE NEGOCIO: EDEFOR S.A. Empresa de Distribución de Electricidad de Formosa S. A.

PRIVATIZADA POR: Ley Provincial Nº1121/94 Decreto PEN Nº 1808/94 aprueba los convenios de fechas 26/02/93 y 28/12/93, dispone la constitu- ción de la sociedad y faculta a la S.E. a aprobar los Estatutos.

ENTE REGULADOR EREP Ente Regulador Eléctrico Provincial

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: IATE S.A. - ARGÓN S.A. - TECSA.

ENERGÍA FACTURADA: 272GWh

CANTIDAD DE USUARIOS: 64.200.

PRECIO PAGADO: $8.400.000.-

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de febrero 1995

20 LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO capítulo uno

PROVINCIA DE LA RIOJA

UNIDAD DE NEGOCIO: EDELAR S. A. Empresa Distribuidora de Electricidad de LA RIOJA S.A.

PRIVATIZADA POR: Ley Provincial Nº 6036/95 y Decreto Pcial. Nº 20/95 (MARCO REGULATORIO).

ENTE REGULADOR Ente Unico de Control de Privatizaciones Decreto Pcial. Nº 145/95.

CONCESIONARIO: COMPAÑÍA ELÉCTRICA DE LA RIOJA S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Soc. International Electric Holdingd Co. (EE.UU) Unión Fenosa Inversiones S.A. (España).

ENERGÍA FACTURADA: 156,8 GWh. *

CANTIDAD DE USUARIOS: 56.825**

PRECIO PAGADO: u$s 13.742.200.-

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de junio 1995

PROVINCIA DE TUCUMÁN SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICAELÉCTRICA: EDET S.A. Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán S. A.

UNIDAD DE NEGOCIO: EDET S. A. Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán S. A.

PRIVATIZADA POR: Ley Nº 6.608 y Nº 6626 que modifica el Art. 16 de la Ley Nº 6.608.

ENTE REGULADOR Dirección de Energía De Tucumán

CONCESIONARIO: NORELEC S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: José Cartellone S. A. (Argentina). Compañía General de Electricidad S. A. (Chile) Compañía General de Fuerza Eléctrica. (Chile)

ENERGÍA FACTURADA: 838 GWh.-

CANTIDAD DE USUARIOS: 225.000.-

PRECIO PAGADO: $ 47.777.000.-

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 4 de agosto de 1995.

* Estas cifras corresponden a los cálculos efectuados por la empresa desde el 1/6 al 31/12/95. ** Usuarios residenciales y grandes usuarios. 21 capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

PROVINCIA DE CATAMARCA SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICAELÉCTRICA: DECA - Dirección de Energía de Catamarca.

UNIDAD DE NEGOCIO: EDECAT Empresa de Distribución de Electricidad de Catamarca

PRIVATIZADA POR: Ley Pcial. Nº 4.835/95

MARCO REGULATORIO: Dec. Pcial. Nº1.245/95 Ley Nº 4.836/95 (modifica la Ley Nº4.835/95).

ENTE REGULADOR EN-RE Ente Regulador de Servicios Públicos y otras Concesiones

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: IATE S.A.

ENERGÍA FACTURADA: 217,5 GWh.

CANTIDAD DE USUARIOS: 65.812.

PRECIO PAGADO: $ 12.100.000.-

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 5 de enero de 1996.

PROVINCIA DE SAN JUAN SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICAELÉCTRICA: SERVICIOS ELÉCTRICOS SANJUANINOS S. E.

UNIDAD DE NEGOCIO: EDESSA Empresa de Distribución de Electricidad Sanjuaninos S. A.

CONSORCIO PREADJUDICATARIO: Agua Negra S. A. Sociedad de Inversión.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO PREADJUDICATARIO: EMEC S. A. HIDROANDES S. A. Formada por: CHILGENER S. A. Energy Trade and Finance Corporation. Operador SAN JUAN S.R.L.

ENERGÍA FACTURADA: 478 GWh

CANTIDAD DE USUARIOS: 126.000

22 LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO capítulo uno

PRIVATIZACIONES FUTURAS

PROVINCIA EMPRESA ESTADO DE AVANCE

BUENOS AIRES ESEBA El 15 de noviembre de 1995 se presenta ante la Legislatura un proyecto para su privatización. Se prevé privatizar el 90% del paquete accionario y reservar un 10% para el Programa de Propiedad Participada (PPP).

CORRIENTES DPE Durante junio de 1995 se sanciona la Ley Nº 4.921, autorizando la privatización.

ENTRE RÍOS. EPEER La Ley Nº 8.915 declara a esta empresa sujeta a privatización, al tiempo que la Ley Nº 8.916 crea el Ente Regulador.

JUJUY DEJ El 15 de noviembre de 1995 se presenta ante la Legislatura un proyecto para su privatización. Se prevé privatizar el 90% del paquete accionario y reservar un 10% para el Programa de Propiedad Participada (PPP).

MISIONES EMSA Mediante Ley Nº 3.154 se aprueba el Marco Regulatorio y se crea el Ente Regulador.

NEUQUÉN EPEN La Ley Nº 2.075/94 define las características del Marco Regulatorio y crea el Ente Regulador.

SALTA DPE Proyecto de Ley Nº 6.810.(Se prevé su aprobación por parte del Poder Ejecutivo para los primeros días del mes de enero de 1996).

RÍO NEGRO ERSE La Ley Nº 2.902 declara a la Empresa sujeta a privatización.

23

LA RELARELALA CION ENTRE LA CALIDCALIDCION AD Y LA REMUNERAREMUNERAAD CION EN EL TRANSPORTETRANSPORTECION Capítulo 2. Capítulo 2.2.Capítulo LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE

El Marco Regulatorio define al Transporte como una actividad independiente que, desde el punto de vista técnico, constituye un monopolio natural caracterizado como servicio público. Esta conceptualización no registraba antecedente alguno en la industria eléctrica de nuestro país, y ha generado una compleja problemática que se comenta brevemente.

En principio, debe diferenciarse el Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión - actividad que se desarrolla a través de un sistema de transmisión entre regiones eléctricas, con tensiones determinadas - del Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal, que es el que se realiza dentro de una misma región, a través de un sistema de transmisión con tensiones distintas. Debe tenerse en cuenta siempre que, dada la condición de monopolio natural de la actividad del Transporte, deben regularse los criterios de su remuneración y el control de la calidad en la prestación del servicio, previéndose sanciones por sus incumplimientos.

Cabe recordar que el proceso de privatización del segmento del transporte, se inició en julio de 1993 con la privatización de la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión, TRANSENER S.A. La distribución troncal puede identificarse en cinco grandes zonas de transporte regional: en enero de 1994 se privatizó Noroeste Argentina (Transnoa S.A.), mientras que Noreste Argentino (Transnea S.A.) lo hizo en noviembre de 1994, Patagonia (Transpa S.A.) en junio de 1994 y Cuyo (Distrocuyo S.A.) en enero de 1995. Por su parte Comahue (Transcomahue) fue cedida a las provincias de Río Negro y Neuquén en agosto de 1993. Debe mencionarse además a Yacylec S.A., transportista independiente en alta tensión, que opera las líneas que unen Yacyretá con la E.T. Resistencia, que fue privatizada en setiembre de 1994.

La formación de los GUMA y los GUME

La Resolución S.E. N° 334 del 1° de noviembre de 1994 (Anexo 1), por la que se crean y definen los Grandes Usuarios Mayores (GUMA) y los Grandes Usuarios Menores (GUME), constituyó una innovación muy oportuna en la conformación del MEM.

252525 capítulo dos LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE

En 1992, al transferirse a los concesionarios privados los servicios públicos de transporte y distribución, las normas vigentes establecieron un módulo de potencia de 5.000 kW para identificar los Grandes Usuarios, con posibilidades de contratar su abastecimiento eléctrico libremente con un generador. Posteriormente, en octubre de 1993, se disminuyó ese módulo a 1.000 kW y en noviembre de 1994, la Resolución 334 mencionada creó una nueva categoría de usuarios, quedando el mercado libre constituido por Grandes Usuarios Mayores, con potencia superior a 1.000 kW y Grandes Usuarios Menores , de 100 kW a 2.000 kW.

La diferencia entre ambos consiste en que los GUMA son actores plenos del MEM y se relacionan directamente con CAMMESA, que administra su contrato con el generador. Los GUME por su parte, mantienen una mayor relación con la empresa distribuidora. Tanto para los GUMA como para los GUME corresponde el pago de un peaje por el tránsito de la energía, que guarda relación con el valor agregado de distribución que corresponda en cada caso.

Se advertirá que la Resolución mencionada de la Secretaría de Energía, como otras a las que se hace referencia a lo largo del informe, tiene un claro sentido regulatorio, y está encaminada a mejorar la competencia y a facilitar el tránsito de la energía.

La función técnica del transporte

La definición de la Función Técnica del Transporte, contenida en la Resolución de la Secretaría de Energía N° 159 (Anexo 1) del 31 de mayo de 1994, estableció las bases técnico-económicas del servicio de vinculación que cumplen las instalaciones eléctricas de distribución, las que comunican físicamente a vendedores y compradores de energía entre sí y con el MEM. De esta forma, se avanzó en el cumplimiento de una de las premisas básicas del modelo vigente: la obligación de transportistas y distribuidores de permitir el libre acceso de terceros a la capacidad remanente de sus redes, cobrando una tarifa de trasporte. En el mes de octubre de 1995, la Resolución 195 del ENRE (Anexo 1) precisó los criterios de aplicación de la Función Técnica del Transporte, aclarando los conceptos de «demanda contratada» y «capacidad de transporte remanente»; priorizando la obligación de las distribuidoras con sus usuarios; disponiendo que se debe otorgar el acceso requerido sin excepción alguna, y señalando que las ampliaciones que se realizaran, debían asegurar el beneficio del conjunto del sistema. La Resolución ENRE 238 (Anexo 1) completó los alcances de la anterior.

26 LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE capítulo dos

De esta manera, el libre acceso de terceros a la red y la fijación de precios que provocan eficiencia y standares de calidad mínimos en las etapas del Transporte, pasan a constituirse en requisitos imprescindibles para que los beneficios resultantes de la competencia en la etapa de producción, alcancen a los usuarios finales y el mercado eléctrico tenga un buen desenvolvimiento.

La ampliación de la red de transporte

El sistema regulatorio establece que el libre acceso de terceros a la red no implica para el transportista la obligación de atender toda la demanda, es decir que su responsabilidad consiste en utilizar de manera óptima la capacidad de la instalación. Esa modalidad se denomina "Open Access", expresión que implica para el prestador la responsabilidad de dar acceso a sus instalaciones a todo aquel que lo solicite, aunque no de ampliar el sistema por él operado. La ampliación por tanto, es una decisión cuya iniciativa corresponde a otros actores reconocidos del mercado y expresa las condiciones en que éste opera. El transportista debe mantener operable el sistema en condiciones óptimas durante cada uno de los períodos de gestión que conforman el tiempo de la concesión para que éste mantenga siempre condiciones máximas de eficiencia.

Ahora bien, el aumento constante de la demanda eléctrica convierte en necesaria la expansión del sistema de transporte, que es el soporte físico del mercado. De manera que se hace inevitable instrumentar reglas claras y justas para estimular mayores inversiones en equipamientos y la construcción de nuevas instalaciones. He aquí el doble desafío: resolver un problema técnico y asignar correctamente los costos de su solución.

La competencia que siempre debe procurarse, se establece a partir de la libre entrada y salida de productores y consumidores en el mercado, por ello, cualquier traba innecesaria en el acceso a la capacidad de transporte, puede constituirse en limitatoria de los fines perseguidos por el modelo.

El Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, aprobado por Resolución S.E. Nº137/92 que integra el Anexo 16 de los Procedimientos emitidos por CAMMESA (Anexo 1), se aplica a los transportistas, sean éstos de alta tensión o por distribución troncal. En él se define un procedimiento ad-hoc para las ampliaciones, en las que intervienen varios actores - Transener, Distro, Transportistas Independientes, Usuarios, CAMMESA, ENRE y la Secretaría de Energía - con roles diferentes en distintas etapas. Cabe señalar que ante la eventualidad de una

27 capítulo dos LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE

ampliación, dos son las cuestiones básicas a resolver: quién la decide y quién asume sus costos.

El Artículo 11 de la Ley 24.065, establece que ningún transportista o distribuidor puede comenzar la construcción y/u operación de instalaciones, sin obtener del ENRE un Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública (CCNP). Sin embargo, los procedimientos son distintos según la alternativa elegida, porque de lo que se trata en definitiva, es de determinar quiénes pagarán los costos de la ampliación cuando quienes la propusieron no acordaron asumirla.

Cabe señalar que en el Capítulo 5 se describen de forma suscinta las cuestiones debatidas en las Audiencias Públicas celebradas el 16 y 17 de febrero de 1995, para resolver el otorgamiento del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública de la ampliación solicitada por las empresas «Hidroeléctrica El Chocón S.A.», «Hidroeléctrica Alicurá S.A.» y «Turbine Power Co. S.A.», cuestión conocida por la opinión pública especializada como «La cuarta línea». En el Anexo 1 se acompañan copias de las principales Resoluciones del ENRE referidas a la capacidad y ampliaciones del Transporte en el período bajo examen.

Régimen remuneratorio del sistema de transporte

El régimen remuneratorio del Transporte tiene en cuenta la obligada neutralidad del transportista frente a los demás actores del mercado. Por ello, sus ingresos consisten en un monto anual fijo, que se mantiene constante durante cada período de gestión, a partir de una disponibilidad del 100% de sus equipos e instalaciones. Esto establece una relación directa y necesaria entre la remuneración y la calidad de la prestación.

Este ingreso está compuesto por un cargo fijo que remunera la disponibilidad del equipamiento, y un cargo variable por energía transportada, éste último estabilizado por períodos quinquenales. Cabe señalar que, al penalizar económicamente las indisponibilidades, éstas juegan a la manera de un incentivo inverso, tendiente a inducir al concesionario a optimizar el mantenimiento de la red a su cargo. La remuneración de las Concesionarias del Servicio Público de Transporte está integrada por los siguientes conceptos: a) Conexión: Son los ingresos que percibirá por operar y mantener, conforme a la calidad de servicio requerida, todo el equipamiento de conexión y transformación dedicado a vincular a sus usuarios directos o a otras transportistas con el Sistema de Transporte de Energía Eléctrica. Por equipamiento de conexión se entiende: Transformador de rebaje

28 LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE capítulo dos

dedicado, Conexión en 500 kV, Conexión en 330 kV, Conexión en 132 kV, Conexión en 66 kV, Conexión en 33 kV, Conexión en 13,2 kV y menores. b) Capacidad de Transporte: son los ingresos que percibirá por operar y mantener, conforme a la calidad de servicio requerida, el equipamiento de transporte dedicado a interconectar entre sí los distintos nodos del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, incluyendo el Sistema de Medición Comercial (SMEC). Por capacidad de transporte se remunera: líneas de 500 kV, líneas de 330 kV, líneas de 220 kV, líneas de 132 kV, líneas de 66 kV. c) Energía Eléctrica Transportada: Son los ingresos que percibirá por la diferencia entre el valor de la energía recibida en el nodo receptor y el de la suministrada en el nodo de entrega, cuando los precios entre ambos nodos se diferencian por el valor marginal de las pérdidas del transporte.

Adicionalmente, el Transporte en Alta Tensión percibirá ingresos por el valor de los sobrecostos producidos a los consumidores vinculados a los nodos receptores por las indisponibilidades de larga y corta duración del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión existente, calculados con las tasas de indisponibilidad anuales y precios de energía no suministrada. Esta remuneración es conocida como Función de la Potencia Transportada.

La remuneración por Energía Eléctrica Transportada se fijará para cada período tarifario y será la que surja del promedio de los ingresos anuales pronosticados por este concepto para dicho período. Los cálculos de tales pronósticos serán realizados por CAMMESA y elevados con opinión de la Concesionaria a aprobación del ENRE.

El cuadro que sigue es demostrativo de la evolución de las remuneraciones reconocidas en la actividad del Transporte.

29 capítulo dos LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE $ x año $ x año $ x año $ x año $ x año ...... T .T .T .T .T .E .E .E .E .E E E x MVA x MVA $ x Hora $ x Hora E x MVA $ x Hora x MVA x MVA $ x Hora $ x Hora E E rafos rafos rafos rafos rafos T T T T T 2,0002,021 $ 2,0002,036 $ 2,021 $ 1,5002,061 $ 2,036 $ 1,516 $ 1,5002,080 $ 2,061 $ 1,527 $ 1,516 $ 2,080 $ 1,545 $ 1,527 $ 1,560 $ 0,150 $ 1,545 $ 0,152 $ 1,560 $ 0,153 $ 4.000.000 $ 0,155 $ 4.042.667 $ 0,156 $ 4.072.673 $ 4.121.169 $ 4.159.224 2,0002,011 $ 2,0002,021 $ 2,011 $ 1,5002,036 $ 2,021 $ 1,508 $ 1,5002,061 $ 2,036 $ 1,516 $ 1,5082,080 $ 2,061 $ 1,527 $ 1,516 $ 2,080 $ 1,545 $ 0,150 $ 1,527 $ 1,560 $ 0,015 $ 1,545 $ 0,152 $ 1,560 $ 1.719.887 $ 0,153 $ 1.729.203 $ 0,155 $ 1.747.978 $ 0,156 $ 1.761.431 $ 1.782.406 $ 1.798.864 Conexión Salidas de: Conexión Salidas de: $ x Hora $ x Hora Conexión Salidas de: $ x Hora Conexión Salidas de: Conexión Salidas de: $ x Hora $ x Hora ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ 43,000 $ 43,000 43,448 $ 43,448 43,781 $ 43,781 44,303 $ 44,303 44,712 $ 44,712 43,000 $ 43,000 43,233 $ 43,233 43,448 $ 43,448 43,781 $ 43,781 44,303 $ 44,303 44,712 $ 44,712 ransporte ransporte ransporte ransporte ransporte $ x C/ 100 KM $ x C/ 100 KM Capacidad de T Capacidad de T $ x C/ 100 KM Capacidad de T $ x C/ 100 KM $ x C/ 100 KM Capacidad de T Capacidad de T 500 kV 330 kV330 kV 500 220 kV 132 kVkV 66 500 kV 330 kV 220 kV 132 kVkV 66 kV 33 13,2 kV ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ ———$ Base 17/7/93 Base 30/4/94- 1/11/93 31/10/94- 1/5/94 $ 48,26030/4/95- 1/11/94 $ 48,000 — $ 48,78431/10/95- 1/5/95 — — $ 49,15930/4/96- 1/11/95 — $ 49,745 40,220 $ — 40,000 $ $ 50,205Base 26/1/94 — 40,654 $ — — — 40,966 $ — 41,454 $ — — — 41,837 $ — — — — — $ 10,060 $ 10,000 — $ 10,163 — — $ 10,242 — $ 10,3649,050 $ —9,000 $ $ 10,4599,147 $ —8,048 $ 8,000 $ 9,217 $ 8,131 $ — —9,327 $ 8,193 $ —9,413 $ 8,291 $ —8,367 $ — — — — — — — — — — — — — —0,050 $ 0,050 $ 0,051 $ 0,051 $ $ 55.297.917 $ 55.000.000 0,052 $ $ 55.898.333 0,052 $ $ 56.328.531 $ 56.999.569 $ 57.526.424 1/5/94 - 31/10/94 1/11/94 - 30/4/95 1/5/95 - 31/10/95 1/11/95 - 30/4/96 1/11/93 - 30/4/94 1/5/94 - 31/10/94 1/11/94 - 30/4/95 1/5/95 - 31/10/95 1/11/95 - 30/4/96 1/11/94 - 30/4/95- 1/11/94 31/10/95- 1/5/95 —30/4/96- 1/11/95 — — $ 45,818 $ 46,363 — $ 46,791 — $ 43,781 $ 44,303 $ 43,781 $ 44,303 $ 44,712 $ 44,712 — — — $ 5,091 $ 5,151 — $ 5,199 — — $ 2,036 $ 2,061 $ 2,036 $ 2,080 $ 2,061 $ 1,527 $ 2,080 $ 1,545 $ 1,527 $ 1,560 $ 1,545 $ 1,560 $ 0,153 $ 0,155 $ 0,156 $ 2.168.698 $ 2.194.523 $ 2.214.787 Base - 15/11/9430/4/95- 1/11/94 31/10/95- 1/5/95 — —30/4/96- 1/11/95 — —Base - 18/1/95 — —30/4/95- 1/11/94 —31/10/95- 1/5/95 — — —30/4/96- 1/11/95 $ 58,500 $ 58,945 — $ 56,000 $ 56,426 $ 59,647 — $ 56,000 $ 56,426 $ 57,098 $ 60,196 — — $ 57,098 $ 57,624 — — $ 57,624 — — $ 48,818 $ 45,000 — $ 43,781 $ 43,000 $ 46,363 — — $ 43,781 $ 43,000 $ 44,303 — $ 46,791 $ 44,303 $ 44,712 — $ 44,712 — — — 5,200 $ 5,240 $ — $ 2,600 5,302 $ $ 2,620 — 5,351 $ $ 2,600 — — $ 2,651 $ 2,620 — $ 2,675 $ 1,950 $ 2,651 $ 1,965 — $ 2,675 $ 1,950 $ 1,988 $ 1,950 $ 4,073 4,000 $ $ 2,007 $ 1,988 $ 4,121 $ 2,036 $ 2,000 $ 2,007 $ 4,159 $ 2,061 $ 2,036 $ 2,000 $ 0,200 $ 0,202 $ 2,080 $ 2,061 $ 1,527 $ 1,500 $ 0,204 $ 2,080 $ 1,545 $ 0,206 $ 1,527 $ 1,500 $ 500.000 $ 503.806 $ 1,560 $ 1,545 $ 509.800 $ 1,560 $ 514.498 $ 0,153 $ 0,150 $ 0,155 $ 0,156 $ 4.629.069 $ 1.600.000 $ 1.648.468 $ 1.663.690 . . . Base - 16/06/94 — $ 45,000 $ 43,000 $ 43,000 — $ 5,000 — $ 2,000 $ 2,000 $ 1,500 $ 1,500 $ 0,150 $ 2.130.000 . . .A .A .A .A .A A S A S A S A S A S EMPRESAS EMPRESAS TRANSENER S.A. TRANSENER S.A. TRANSNOA S.A. TRANSNOA S.A. TRANSCOMAHUE TRANSCOMAHUE TRANSP TRANSP TRANSNEA S.A. TRANSNEA S.A. DISTROCUYO S.A. DISTROCUYO S.A. EMPRESAS TRANSENER S.A. TRANSNOA S.A. TRANSCOMAHUE Base - 1/8/93 TRANSP TRANSNEA S.A. DISTROCUYO S.A. TRANSENER S.A. TRANSENER S.A. TRANSNOA S.A. TRANSNOA S.A. TRANSCOMAHUE TRANSCOMAHUE TRANSP TRANSP TRANSNEA S.A. TRANSNEA S.A. DISTROCUYO S.A. DISTROCUYO S.A. EMPRESAS EMPRESAS

30 LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE capítulo dos

Sanciones

Las sanciones han sido previstas para los casos en que algún equipo de las transportistas sale de servicio. Son pasibles de penalización las indisponibilidades de líneas de transmisión, transformadores, conexiones, y en el caso de la alta tensión, el equipamiento de potencia reactiva.

Las normas establecen, para cada tipo de equipamiento indisponible, los parámetros a tener en cuenta para el cálculo de la sanción y la forma de realizar dicho cálculo. Para todos los casos, el cálculo de la sanción incluye el valor de remuneración del equipo penalizado, la duración de la indisponibilidad y las condiciones de la misma, sea ésta forzada o programada, autorizada o no.

Cabe señalar algunos de los temas que merecieron un examen particularizado: indisponibilidades causadas por terceros; fallas en equipos de los usuarios; incorporación de nuevo equipamiento por la transportista; salidas de líneas adyacentes; indisponibilidades causadas por atentados; salida de equipamiento por potencia reactiva y casos de fuerza mayor. Debe hacerse notar que el concepto de "indisponibilidad" necesita aún de una reglamentación más ajustada.

En el Anexo 1 se acompañan copias de dos de las principales Resoluciones del Directorio del ENRE Nº 142/94 y 219/95 con relación a la sanción por indisponibilidades del Transporte. En los cuadros que siguen se resumen las sanciones aplicadas en el período 1994-1995.

31 capítulo dos LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE AL AL AL AL AL T T T T T O O O O O 2.443.264,76 2.443.264,76 2.443.264,76 39.820,43 0,00 9.475,41 2.443.264,76 2.443.264,76 T T [$] [$] T [$] T T [$] [$] 100,01 100,01 100,01 100,01 18.950,06 100,01 100,01 AISL. AISL. [$] [$] AISL. [$] AISL. AISL. [$] [$] . . . . . ADOS ADOS ADOS ADOS ADOS TENT TENT TENT TENT TENT 2,44 2,44 CAD CAD A A [$] [$] 2,44 CAD A [$] 2,44 2,44 CAD CAD A A [$] [$] 72.712,78 72.712,78 LINEAS LINEAS [$] [$] 72.712,78 LINEAS [$] 72.712,78 72.712,78 LINEAS LINEAS [$] [$] 96.054,52 96.054,52 REACTIVO REACTIVO [$] [$] 96.054,52 7.661,43 5.116,63 — — 128.050,47 8.735,07 2.435,95 2,44 2.337,63 5.370,53 — — 75.436,16 7.491,09 — — — 499.382,93 REACTIVO 4.693,45 — — — 179.964,23 $2,337.63 — — — 766,78 [$] 1.824,46 — — — 66.485,27 96.054,52 96.054,52 REACTIVO REACTIVO [$] [$] Obervaciones Obervaciones Obervaciones Obervaciones Obervaciones 675,72 16.777,34 16.777,34 16.777,34 437,99 3.961,15 25.907,00 — — — 903.379,36 735,15 13,23 5.842,15 — — — 642,95 617,87 16.777,34 16.777,34 CONEX. CONEX. [$] [$] CONEX. [$] CONEX. CONEX. [$] [$] AL AL AL AL AL T T T T T O O O O O . . . . . 47.950,12 47.950,12 6.071,18 709,32 3.407,75 10.001,91 7.825,54 47.950,12 47.950,12 47.950,12 T T [$] [$] T [$] T T [$] [$] 193,19 $ 612,89 $ 7,491.09 — — — 4.745,83 766,78 675,72 43,43 330,22 511,53 312,75 — — — TRANSF TRANSF [$] [$] TRANSF [$] TRANSF TRANSF [$] [$] 7.229,13 7.229,13 48,93 1.335,57 828,99 86,45 953,24 1.022,5787,08 5.274,71 1.888,34 7.229,13 7.229,13 7.229,13 CYLEC CYLEC CYLEC CYLEC CYLEC CONEX. CONEX. [$] [$] CONEX. [$] CONEX. CONEX. [$] [$] A A A A A 778.224,28264.047,33 778.224,28264.047,33 778.224,28264.047,33 778.224,28264.047,33 778.224,28264.047,33 Y Y [$] [$] Y [$] Y Y [$] [$] . . . . . CYLEC CYLEC CYLEC CYLEC CYLEC 10.105,45 10.105,45 260,10 187,57 635,99 177,98 10.105,45 10.105,45 10.105,45 A A A A A 90.017,80 90.017,80 90.017,80 90.017,80 90.017,80 TRANSF TRANSF [$] [$] TRANSF [$] TRANSF TRANSF [$] [$] A Y Y A A [$] [$] SUPERVISIÓN LINEAS SUPERVISIÓN LINEAS A Y A [$] SUPERVISIÓN LINEAS A Y Y A A [$] [$] SUPERVISIÓN LINEAS SUPERVISIÓN LINEAS 30.615,94 30.615,94 1.026,54 466,65 339,29 151,97 957,91 352,60 205,00 121,75 679,35 5.206,13 36,06 1.082,07 1.372,44 6.570,96 3.412,55 18,40 30.615,94 30.615,94 30.615,94 LINEAS LINEAS [$] [$] LINEAS [$] LINEAS LINEAS [$] [$] 1.125.328,26 1.125.328,26 1.125.328,26 33.891,19 28.443,98 53.179,75 1.183,91 1.594,33 3.244,08 — — — 121.537,24 78.980,82 2.997,04 286.516,13 148.252,34 3.291,28 14.892,08 —— — — 245.416,52 6.903,0456.231,79 —— —— —— —— 38,40 21.781,86 3.683,25 13.113,33 59.789,67 — — 154.599,90 491,394.16 —— —— 491.085,76 —— —— 193,19 612,89 366,022.21 —— —— 766,78 $ 1.125.328,26 1.125.328,26 [$] [$] LINEAS LINEAS [$] LINEAS [$] [$] LINEAS LINEAS FECHA FECHA FECHA 4-ago-94 4-ago-94 4-ago-94 28-mar-95 FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA 19-oct-9531-ago-95 69.927,10 47.225,03 395.166,45 16.965,76 6-jul-95 27-jul-95 20-jul-95 28-nov-94 33.687,30 —— —— 277,75 17-abr-95 25-abr-95 1-ago-94 ENRE ENRE RES. RES. ENRE RES. ENRE ENRE RES. RES. ENRE ENRE RES. RES. ENRE RES. ENRE ENRE RES. RES. 104/94 105/94 158/94 18-oct-94 168/9409/9546/95 7-nov-94 13-ene-95 4.064,57 9-mar-95 856,06 3.635,10 945,20 2.431,67 3.731,77 9.798,54 85/95 4-may-95 7.011,57 97/95170/95 23-may-95 46.133,34 11.351,75 43.361,95 68.701,08 124/95 136/95 133/95 95/9579/95 23-may-95 66.285,50 —— —— 63/9498/94 23-may-94 63.999,51 —— —— 63/94 23-may-94 8.320,91 —— —— ...... A .A .A .A .A Nº Nº EXPTE. EXPTE. Nº EXPTE. Nº Nº EXPTE. EXPTE. Nº Nº EXPTE. EXPTE. Nº EXPTE. Nº Nº EXPTE. EXPTE. AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO T T T T T O O O O O AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO T T T T T T T T T T O O O O O MES MES

OCTUBRENOVIEMBREDICIEMBRE 776 831 903 219/95 SEPTIEMBRE 736 JULIOAGOSTO 603 663 MES ABRIL 489 164/94 20-oct-94 169.882,00 —— —— JUNIO 598 187/94 MAYO 532 70/95 FEBREROMARZO 466 481 ENERO 466 MES MES MES MES T T MES ENEROFEBRERO — 510 — — — — — — MARZO 488 ABRIL 488 105/94 MAYO 533 139/94 14-sep-94 343,69 279,58 JULIO 605 JUNIO 599 167/94 7-nov-94 AGOSTOSEPTIEMBREOCTUBRE 661 NOVIEMBRE 747 778 832 63/95 DICIEMBRE 905 T MES MES T T TRANSENER S TRANSENER S TRANSENER S TRANSENER S TRANSENER S SANCIONES APLICADAS 1994 SANCIONES APLICADAS 1994 SANCIONES APLICADAS 1994 TRANSCOMAHUE TRANSCOMAHUE SANCIONES APLICADAS 1994 SANCIONES APLICADAS 1994 TRANSCOMAHUE TRANSCOMAHUE TRANSCOMAHUE

32 LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE capítulo dos Observaciones Observaciones Observaciones Observaciones Observaciones Cargos por sup. Res. ENRE Nª 302/95. AL AL AL AL AL T T T T T O O O O O 637,92 637,92 — — — — — — — — — — — 637,92 637,92 637,92 637,92 T T [$] [$] T [$] T T [$] [$] AS ERSE AS ERSE AS ERSE AS ERSE AS ERSE [$] [$] [$] [$] [$] . ERSE SALID . ERSE SALID . ERSE SALID . ERSE SALID . ERSE SALID SUPERVISIÓN SUPERVISIÓN [$] [$] SUPERVISIÓN [$] SUPERVISIÓN SUPERVISIÓN [$] [$] Obervaciones Obervaciones Obervaciones Obervaciones Obervaciones .I. ERSE TRANSF .I. ERSE TRANSF .I. ERSE TRANSF .I. ERSE TRANSF .I. ERSE TRANSF Rec. Resol. 177/95 Rec. Rec. Rec. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 AL AL AL AL AL LINEAS T LINEAS T [$] [$] LINEAS T [$] T T LINEAS T LINEAS T [$] [$] T T T T O T O [$] [$] T O [$] T O T O [$] [$] 58.586,37 58.586,37 58.586,37 11.763,97 7.396,76 14.512,44 58.586,37 58.586,37 237,30 237,30 0,00 7,11 59,75 31,76 237,30 237,30 237,30 REACTIVO SUPERVISIÓN REACTIVO SUPERVISIÓN [$] [$] REACTIVO SUPERVISIÓN [$] REACTIVO SUPERVISIÓN REACTIVO SUPERVISIÓN [$] [$] CONEX. CONEX. [$] [$] CONEX. [$] CONEX. CONEX. [$] [$] 547,53 547,53 547,53 29,22 73,0455,33 8.404,98 8.745,45 Rec. Resol. 176/95 60,51 547,53 547,53 273,56 273,56 273,56 273,56 273,56 CONEX. CONEX. [$] [$] CONEX. [$] CONEX. CONEX. [$] [$] ...... TRANSF TRANSF [$] [$] TRANSF [$] TRANSF TRANSF [$] [$] $ 3.348,37 $ 3.348,37 $ 3.348,37 366,42 395,53892,50 267,07 $ 3.348,37 $ 3.348,37 28,44 28,44 273,56 237,30 28,44 28,44 28,44 [$] [$] TRANSF TRANSF [$] TRANSF [$] [$] TRANSF TRANSF LINEAS LINEAS [$] [$] LINEAS [$] LINEAS LINEAS [$] [$] 54.690,47 54.690,47 54.690,47 7.965,52 6.734,16 7.696,27 4,14 62,36 7.762,77 54.690,47 54.690,47 28,44 [$] [$] LINEAS LINEAS [$] LINEAS [$] [$] LINEAS LINEAS FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA 25-abr-95 . . . . . RES. RES. ENRE ENRE RES. ENRE RES. RES. ENRE ENRE ENRE ENRE RES. RES. ENRE RES. ENRE ENRE RES. RES...... A .A .A .A .A .A .A .A .A .A A S A S A S A S A S EXPTE. EXPTE. Nº Nº EXPTE. Nº EXPTE. EXPTE. Nº Nº 904/95 86/95 4-may-95 Nº Nº EXPTE. EXPTE. Nº EXPTE. Nº Nº EXPTE. EXPTE. 777/94 80/95 906/95 103/95 13-jun-95 10.227,75 1.507,00 746/94 17/95 31-ene-95 662/94 16/95 31-ene-95 14.269,15 182,78 604/94 15/95 31-ene-95 A S A S A S A S A S AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO T T T T T O O O O O AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO T T T T T O O O O O TRANSP TRANSP MES MES T T TRANSP MES ENERO — — — — — — FEBREROMARZO —ABRIL —MAYO—————— JUNIO — —JULIO —AGOSTO — —SEPTIEMBRE — — — —OCTUBRE —NOVIEMBRE — — — — —DICIEMBRE — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — T TRANSP TRANSP MES MES T T TRANSNO TRANSNO T T MES MES TRANSNO T OCTUBRE NOVIEMBRE 833/94 87/95 4-may-95 7.797,62 DICIEMBRE SEPTIEMBRE AGOSTO ENEROFEBREROMARZO — —ABRIL —MAYO——————— — —JUNIO —JULIO — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — MES T T MES MES TRANSNO TRANSNO

33 capítulo dos LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE AL AL AL AL AL T T T T T O O O O O T T [$] [$] T [$] T T [$] [$] AISL. AISL. [$] [$] AISL. [$] AISL. AISL. [$] [$] . . . . . ADOS ADOS ADOS ADOS ADOS TENT TENT TENT TENT TENT A A CAD CAD [$] [$] A CAD [$] A A CAD CAD [$] [$] 2.609,17 2.609,17 LINEAS LINEAS [$] [$] 2.609,17 LINEAS [$] LINEAS LINEAS [$] [$] 2.609,17 2.609,17 18.178,79 18.178,79 REACTIVO REACTIVO [$] [$] 18.178,79 REACTIVO [$] 1.404,15 — — — 331.621,14 REACTIVO REACTIVO [$] [$] 18.178,79 18.178,79 Obervaciones Obervaciones Obervaciones Obervaciones Obervaciones 1.734,40 1.734,40 CONEX. CONEX. [$] [$] 1.734,40 CONEX. [$] CONEX. CONEX. [$] [$] 1.734,40 1.734,40 AL AL AL AL AL . . . . . T T T T T O O O O O 25.251,97 25.251,97 T T [$] [$] 25.251,97 T [$] T T [$] [$] 25.251,97 25.251,97 TRANSF TRANSF [$] [$] TRANSF [$] 1.128,42605,98 2.422,04 15.756,75 1.205,02 — — — 53.951,36 TRANSF TRANSF [$] [$] 4.149,31 4.149,31 CONEX. CONEX. [$] [$] CONEX. 4.149,31 [$] CYLEC CYLEC CONEX. CONEX. [$] [$] 4.149,31 4.149,31 CYLEC CYLEC CYLEC A A A A A 245.172,28 245.172,28 Y Y [$] [$] 245.172,28 Y [$] Y Y [$] [$] 245.172,28 245.172,28 . . . . . CYLEC CYLEC CYLEC CYLEC CYLEC A A A A A 5.111,20 5.111,20 TRANSF TRANSF [$] [$] 5.111,20 TRANSF [$] 2.952,77 1.652,34 15.888,04 TRANSF TRANSF [$] [$] 5.111,20 5.111,20 47.861,78 47.861,78 A Y Y A A SUPERVISIÓN LINEAS SUPERVISIÓN LINEAS [$] [$] A Y A 47.861,78 SUPERVISIÓN LINEAS [$] A Y Y A A SUPERVISIÓN LINEAS SUPERVISIÓN LINEAS [$] [$] 47.861,78 47.861,78 15.991,46 15.991,46 LINEAS LINEAS [$] [$] 15.991,46 LINEAS [$] 4.708,53 2.158,43 2.496,97 9.363,93 LINEAS LINEAS [$] [$] 15.991,46 15.991,46 70.016,08 70.016,08 LINEAS LINEAS [$] [$] 70.016,08 LINEAS [$] LINEAS LINEAS [$] [$] 70.016,08 70.016,08 FECHA FECHA FECHA 28-nov-95 14-nov-95 11.282,93 FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA ENRE ENRE RES. RES. ENRE RES. 259/95 241/95 ENRE ENRE RES. RES. ENRE ENRE RES. RES. ENRE RES. 203/95304/95 10-oct-95 49.195,88 27-dic-95 20.820,20 — 47.861,78 — 245.172,28 ENRE ENRE RES. RES...... A .A .A .A .A Nº Nº EXPTE. EXPTE. Nº EXPTE. 1019 1335 1411 1471 1553 1628 Nº Nº EXPTE. EXPTE. Nº Nº EXPTE. EXPTE. Nº EXPTE. 1020 1336 1410 1473 1554 1629 Nº Nº EXPTE. EXPTE. AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO T T T T T T T T T T O O O O O O O O O O T T MES MES MES T ENERO 920 MARZO ABRILMAYOJUNIOJULIO 1111 1195 AGOSTO 1272 SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE FEBRERO 962 T T MES MES MES MES T T MES T ENEROFEBREROMARZO 918 ABRIL 961 MAYOJUNIOJULIO 1110 1180 AGOSTO 1271 SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE MES MES T T TRANSENER S TRANSENER S TRANSCOMAHUE TRANSCOMAHUE TRANSENER S TRANSCOMAHUE SANCIONES APLICADAS 1995 SANCIONES APLICADAS 1995 TRANSENER S TRANSENER S TRANSCOMAHUE TRANSCOMAHUE SANCIONES APLICADAS 1995 SANCIONES APLICADAS 1995 SANCIONES APLICADAS 1995

34 LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE capítulo dos AL AL AL AL AL T T T T T O O O O O T T SALIDAS ERSE SALIDAS ERSE [$] [$] T SALIDAS ERSE 42.516,57 [$] 43.817,85 T T SALIDAS ERSE SALIDAS ERSE [$] [$] . ERSE . ERSE . ERSE . ERSE . ERSE SUPERVISIÓN SUPERVISIÓN TRANSF TRANSF [$] [$] SUPERVISIÓN TRANSF [$] SUPERVISIÓN SUPERVISIÓN TRANSF TRANSF [$] [$] SUPERVISIÓN SUPERVISIÓN [$] [$] SUPERVISIÓN [$] SUPERVISIÓN SUPERVISIÓN [$] [$] .I. ERSE .I. ERSE .I. ERSE .I. ERSE .I. ERSE SUPERVISIÓN SUPERVISIÓN LINEAS T LINEAS T [$] [$] SUPERVISIÓN LINEAS T [$] SUPERVISIÓN SUPERVISIÓN LINEAS T LINEAS T [$] [$] REACTIVO REACTIVO [$] [$] REACTIVO [$] 0,00 1.168,15 46,02 7,11 0,00 1.153,39 46,65 74,43 REACTIVO REACTIVO [$] [$] .I. ERSE .I. ERSE .I. ERSE .I. ERSE .I. ERSE CONEX. CONEX. T T [$] [$] CONEX. T [$] 297,71 CONEX. CONEX. T T [$] [$] Obervaciones Obervaciones Obervaciones Obervaciones Obervaciones AL AL AL AL AL T T T T T CONEX. CONEX. [$] [$] CONEX. [$] 18,72 CONEX. CONEX. [$] [$] 27.098,83 27.098,83 T O T O [$] [$] T O [$] 27.098,83 T O T O [$] [$] 27.098,83 27.098,83 ...... I. ERSE .I. ERSE .I. ERSE .I. ERSE .I. ERSE TRANSF TRANSF [$] [$] T T TRANSF [$] T 184,10 111,95 258,83 TRANSF TRANSF [$] [$] T T 4.315,55 4.315,55 CONEX. CONEX. [$] [$] CONEX. [$] 4.315,55 CONEX. CONEX. [$] [$] 4.315,55 4.315,55 . . . . . TRANSF TRANSF [$] [$] TRANSF [$] 446,01 186,58 TRANSF TRANSF [$] [$] . . . . . 6.726,93 6.726,93 TRANSF TRANSF [$] [$] 6.726,93 4.315,55 27.098,83 TRANSF [$] 6.726,93 TRANSF TRANSF [$] [$] 6.726,93 6.726,93 .I. ERSE .I. ERSE .I. ERSE .I. ERSE .I. ERSE LINEAS LINEAS [$] [$] T T LINEAS [$] T 4.613,54 LINEAS LINEAS [$] [$] T T 16.056,35 16.056,35 LINEAS LINEAS [$] [$] LINEAS [$] 16.056,35 LINEAS LINEAS [$] [$] 16.056,35 16.056,35 LINEAS LINEAS [$] [$] LINEAS [$] LINEAS LINEAS [$] [$] FECHA FECHA 28-nov-95 16.056,35 FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA FECHA ...... A .A .A .A .A . . ENRE ENRE RES. RES. . ENRE 258/95 RES. ENRE ENRE RES. RES. . . RES. RES. ENRE ENRE RES. ENRE 12/96 4/01/96 948,82 302/95 27/12/95 0,00 4.672,60 90,81 RES. RES. ENRE ENRE .A .A .A .A .A A S A S A S A S A S Nº Nº EXPTE. EXPTE. 1021 1337 1420 1474 1555 1630 Nº EXPTE. Nº Nº EXPTE. EXPTE. A S A S A S EXPTE. EXPTE. Nº Nº A S A S EXPTE. Nº 1022 1338 1412 1479 1556 1631 EXPTE. EXPTE. Nº Nº AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO T T T T T AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO AL AÑO T T T T T O O O O O O O O O O TRANSP TRANSP T T MES MES TRANSP FEBREROMARZO 963 ABRILMAYOJUNIO 1112 JULIO 1196 AGOSTO 1273 SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE ENERO 919 MES T MES MES TRANSP TRANSP T T TRANSNO TRANSNO TRANSNO TRANSNO TRANSNO T T MES MES T MES FEBRERO 964 ENERO 917 MARZO ABRILMAYOJUNIO 1113 JULIO 1197 AGOSTO 1274 SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE MES MES T T

35

TTTARIFARIFARIFAS Y CALIDCALIDAS AD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTSEGMENTAD O DE LA DISTRIBUCIONDISTRIBUCIONO Capítulo 3. TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION capítulo tres

Capítulo 3. TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION

El desempeño del segmento de la distribución define la mayor o menor satisfacción del usuario con el sistema eléctrico vigente. Se trata entonces de examinar ahora el comportamiento de las tarifas a los usuarios finales en las áreas servidas por las empresas EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A., en las que el ENRE, a más de sus funciones regulatorias, ejerce las específicas de control de los Contratos de las mencionadas concesionarias de la distribución de energía eléctrica.

El ENRE regula el mercado eléctrico y controla los contratos de concesión de las empresas prestadoras. Las empresas concesionarias de la distribución están obligadas a abastecer la totalidad de la demanda que les sea requerida en su jurisdicción. Este abastecimiento debe efectuarse con la calidad adecuada que es la que, controlada, no se penaliza. En este sentido, deben señalarse los siguientes temas: a) En el sistema argentino la regulación se encara principalmente a partir del control de resultados. b) El control se entiende como una regulación específica, puntual y preestablecida, destinada al estricto cumplimiento del Marco Regulatorio y los Contratos de Concesión. c) El ENRE no puede exigir a las empresas nada a lo que ellas no se hubieran obligado al momento de hacerse cargo de la concesión. Tampoco puede eximirlas del cumplimiento de sus obligaciones porque los índices de calidad del servicio, las modalidades de medición y las normas sancionatorias, están preestablecidas en el contrato que relaciona al concesionario con el estado. d) El ENRE actúa conforme a técnicas de medición y control ya fijadas en las Normas de Calidad del Servicio Público y Sanciones, Subanexo 4 de los respectivos Contratos de Concesión, y controla : i) la calidad del producto técnico suministrado, es decir, la tensión y las perturbaciones; ii) la calidad del servicio técnico prestado, o sea, la frecuencia y duración de las interrupciones, iii) la calidad del servicio comercial , en términos de satisfactoria atención al usuario, correcta facturación de la prestación y cumplimiento estricto del Reglamento de Suministro. El incumplimiento de los niveles de calidad comprometidos por la concesionaria, da lugar a la aplicación de sanciones, que revierten económicamente en favor de los usuarios afectados por el servicio defectuoso.

37 capítulo tres TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION

Se considera que no es necesario hacer más referencias a aspectos concernientes a la calidad del servicio, ya que éstos fueron suficientemente tratados en el Informe 93/ 94. Sin embargo, para facilitar la lectura del presente informe, se adjuntan nuevamente en el Volumen II la Ley 24.065 y su Decreto Reglamentario; las Normas de Calidad del Servicio Público y Sanciones y El Reglamento de Suministro.

Igualmente se acompañan, en el Anexo 2, las Resoluciones del Directorio del ENRE que sancionan los incumplimientos comprobados de las normas de calidad de servicio, a las empresas EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A. durante el período comprendido entre agosto de 1994 y diciembre de 1995.

Los cuadros que siguen revelan el comportamiento de los indicadores de calidad del servicio técnico a lo largo de cuatro semestres.

Evolución de Indicadores de FFEvolución recuencia y Tiempo por kVkVrecuencia AAA

FM IK FMIK (F(F(Frecuencia Media de Interrupción por kVkVrecuencia A)A)A)

4.5

4 3.5 3

2.5 2

1.5 1 0.5

0 1º semestre 2º semestre 3º semestre 4º semestre

EdenorEdenorEdenor Edesu rEdesur EdelapEdelapEdelap

TTIK TTIK (Tiempo total de Interrupción por kVA)kVA)(Tiempo

10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 1º semestre 2º semestre 3º semestre 4º semestre

EdenorEdenorEdenor EdesurEdesurEdesur EdelapEdelapEdelap

383838 TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION capítulo tres

Indicadores de Calidad de Servicio

EDELAP S.A. 1º, 2º,3º y 4º Semestre FMIT TTIT 4.5 16 4 14 3.5 12 3 10 2.5 8 2 6 1.5 4 1 0.5 2 0 0 12 34 1234 FMIK TTIK 3.5 9 3 8 7 2.5 6 2 5 1.5 4 1 3 2 0.5 1 0 0 1234 1234

LIMITE TTIK 3º Y 4º semes LIMITE TTIK 1º Y 2º semes EVOLUCION

EDENOR S.A. 1º, 2º,3º y 4º Semestre

FMIT TTIT 7 12 6 10 5 8 4 3 6 2 4 1 2 0 0 1234 12 34 FMIK TTIK 4.5 8 4 7 3.5 6 3 2.5 5 2 4 1.5 3 1 2 0.5 1 0 0 1234 1234

LIMITE TTIK 3º Y 4º semes LIMITE TTIK 1º Y 2º semes EVOLUCION

EDESUR S.A. 1º, 2º,3º y 4º Semestre

FMIT TTIT 4 14 3.5 12 3 10 2.5 8 2 6 1.5 1 4 0.5 2 0 0 1234 1234 FMIK TTIK 4 9 3.5 8 3 7 6 2.5 5 2 4 1.5 3 1 2 0.5 1 0 0 1234 1234 LIMITE TTIK 3º Y 4º semes LIMITE TTIK 1º Y 2º semes EVOLUCION

39 capítulo tres TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION

Cabe señalar que del análisis de los montos de las multas aplicadas a las distribuidoras en los períodos comparables -primer y tercer semestre de medición- surge la calidad de la prestación del servicio público de electricidad en las áreas concesionadas por las empresas, ha mejorado sensiblemente y se aproxima gradualmente a índices que pueden considerarse satisfactorios.

EDENOR S.A. sobre un total de $ 8.857.752

EDESUR S.A. sobre un total de $ 5.586.047

EDELAP S.A. sobre un total de $ 543.252

40 TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION capítulo tres

Tarifas

En cuanto a las tarifas de la distribución eléctrica que afrontan los usuarios finales de las Empresas EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A., sujetas a los principios del Marco Regulatorio Eléctrico y al contralor del ENRE, debe señalarse que mantuvieron estabilidad durante los últimos años, con tendencia a la baja. Cabe aclarar que la menor reducción de precios de estas tarifas del mercado minorista, con relación a la disminución de los precios mayoristas del MEM, se explica básicamente, por el efecto moderador de la incidencia que tienen sobre los movimientos de precios de la energía en el MEM, los siguientes factores: - La existencia en la tarifa a los usuarios finales, de un componente definido como fijo para cada período tarifario (cinco años), representativo de los costos propios de distribución y que implica en promedio, alrededor de un 45% del valor tarifario al usuario final. - El efecto de la compra parcial de energía en el mercado a término, mediante contratos transferidos a precio fijo que fueron establecidos con anterioridad a la privatización por un período de ocho años, y que se corresponden aproximadamente con la mitad de la demanda de estas distribuidoras. La posibilidad de firmar contratos está explícitamente contemplada en la Ley 24.065, particularmente en los artículos 6,10, 35 y 39. Los contratos son administrados por CAMMESA en tanto, ante faltantes de energía en el MEM, los contratos adquieren prioridad en el suministro. Cabe señalar que existen dos tipos básicos de contratos: de abastecimiento de energía y de reserva fría. Los primeros contratos del actual sistema fueron transferidos como parte de los paquetes privatizados de las empresas distribuidoras EDELAP S.A., EDENOR S.A. y EDESUR S.A., con los generadores Costanera, Puerto y San Nicolás.

El esquema de estos contratos es uniforme y compromete, durante un período de 8 años, una potencia media horaria a un precio monómico fijo en cada período anual. Los contratos de Puerto y Costanera se dividen en partes iguales entre EDENOR S.A. y EDESUR S.A., mientras que el restante liga la central San Nicolás con EDELAP. Estos contratos representan aproximadamente alrededor del 50% del consumo total de energía de EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A..

El Marco Regulatorio establece que las tarifas serán justas y razonables y deben posibilitar una adecuada tasa de rentabilidad a aquellas empresas que operen con eficiencia. Como el Ente no interfiere en la gestión empresaria, ni fija los montos,

41 capítulo tres TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION

lugar y oportunidad en los que las empresas efectúan sus inversiones - así como tampoco controla la rentabilidad con las que operan - el control tarifario y el de la calidad del servicio, constituyen el principal seguro que ha tomado el estado en favor del usuario, frente a la prestación monopólica de un servicio público esencial.

La regulación ha previsto un cronograma de los cambios tarifarios durante el año calendario, que contempla las programaciones estacionales de invierno y verano - 1° de mayo y 1° de noviembre, respectivamente - y sus reprogramaciones el 1° de agosto y el 1° de febrero. Se adjuntan en el Anexo 3 las Resoluciones del Directorio del ENRE al respecto.

La evolución tarifaria

En los cuadros que siguen se muestra la evolución tarifaria producida durante los meses de mayo, agosto y noviembre de 1994 y febrero, mayo, agosto y noviembre de 1995, calculados en base a tarifas medias representativas de consumos típicos constantes.

42 TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION capítulo tres

Res. ENRE Res. ENRE Res. ENRE Res. ENRE Res. ENRE Res. ENRE Res. ENRE EDENOR S.A Nº 42/94 Nº 110/94 Nº 185/94 Nº 23/95 Nº 92/95 Nº 146/95 Nº 235/95 MAY'94 AGO'94 NOV'94 FEB'94 MAY'95 AGO'95 NOV'95

T1-R1 CF $-bim 4,51 3,70 4,13 4,06 3,98 3,86 4,16

T1-R1 CV $/KWh 0,079 0,079 0,080 0,081 0,083 0,080 0,081

T1-R2 CF $-bim 16,05 13,36 14,89 14,65 14,49 13,97 15,04

T1-R2 CV $/KWh 0,041 0,046 0,044 0,045 0,048 0,047 0,045

T1-G1 CF $-bim 8,39 6,47 7,47 7,3 7,09 6,81 7,49

T1-G1 CV $/KWh 0,100 0,100 0,101 0,102 0,102 0,102 0,103

T1-G2 CF $-bim 59,14 48,18 54,38 53,45 51,98 50,56 54,70

T1-G2 CV $/KWh 0,069 0,074 0,072 0,074 0,074 0,075 0,073

T1-G3 CF $-bim 155,8 131,03 146,23 144,37 140,56 137,46 147,26

T1-G3 CV $/KWh 0,044 0,053 0,049 0,051 0,051 0,053 0,050

T1-AP $/KWh 0,072 0,065 0,068 0,067 0,069 0,065 0,069

T2 CP $/KW-mes 8,69 6,81 7,79 7,63 7,43 7,16 7,83

T2 CE $/KWh 0,059 0,058 0,059 0,060 0,060 0,059 0,060

T3-BT CPP $/KW-mes 9,10 7,22 8,20 8,04 7,84 7,57 8,25

T3-BT CPF $/KW-mes 4,92 4,92 4,96 4,96 5,02 5,02 5,06

T3-BT CEP $/KWh 0,040 0,039 0,040 0,039 0,052 0,039 0,042

T3-BT CER $/KWh 0,038 0,037 0,039 0,040 0,037 0,039 0,038

T3-BT CEV $/KWh 0,039 0,038 0,037 0,036 0,035 0,037 0,037

T3-MT CPP $/KW-mes 5,87 4,09 5,00 4,85 4,63 4,37 4,98

T3-MT CPF $/KW-mes 2,72 2,72 2,74 2,74 2,77 2,77 2,80

T3-MT CEP $/KWh 0,038 0,037 0,038 0,037 0,049 0,037 0,040

T3-MT CER $/KWh 0,036 0,036 0,037 0,038 0,035 0,037 0,037

T3-MT CEV $/KWh 0,037 0,036 0,035 0,035 0,033 0,035 0,035

T3-AT CPP $/KW-mes 3,79 2,09 2,95 2,80 2,57 2,32 2,89

T3-AT CPF $/KW-mes 0,41 0,41 0,41 0,41 0,42 0,42 0,42

T3-AT CEP $/KWh 0,037 0,036 0,036 0,036 0,047 0,036 0,038

T3-AT CER $/KWh 0,034 0,034 0,035 0,036 0,034 0,035 0,035

T3-AT CEV $/KWh 0,035 0,034 0,034 0,033 0,032 0,034 0,034

43 capítulo tres TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION

Res. ENRE Res. ENRE Res. ENRE Res. ENRE Res. ENRE Res. ENRE Res. ENRE EDESUR S.A Nº 52/94 110/94 Nº 185/94 Nº 23/95 Nº 92/95 Nº146/95 Nº235/95 MAY‘94 AGO‘94 NOV‘94 FEB‘95 MAY‘95 AGO ‘95 NOV ‘95

T1-R1 CF $-bim 4,52 3,74 4,15 4,12 4,04 3,89 4,19

T1-R1 CV $/KWh 0,080 0,079 0,080 0,081 0,083 0,081 0,081

T1-R2 CF $-bim 16,10 13,51 14,97 14,84 14,7 14,06 15,12

T1-R2 CV $/KWh 0,041 0,047 0,044 0,045 0,047 0,047 0,045

T1-G1 CF $-bim 8,43 6,56 7,52 7,44 7,24 6,87 7,56

T1-G1 CV $/KWh 0,101 0,101 0,101 0,102 0,102 0,103 0,103

T1-G2 CF $-bim 59,36 48,80 54,70 54,26 52,89 50,96 55,15

T1-G2 CV $/KWh 0,069 0,074 0,072 0,073 0,074 0,075 0,073

T1-G3 CF $-bim 156,27 132,50 146,82 145,94 142,49 138,05 147,99

T1-G3 CV $/KWh 0,044 0,053 0,049 0,05 0,051 0,053 0,050

T1-AP $/KWh 0,073 0,066 0,068 0,068 0,071 0,068 0,070

T2 CP $/KW-mes 8,73 6,90 7,85 7,77 7,57 7,22 7,9

T2 CE $/KWh 0,059 0,059 0,059 0,060 0,060 0,060 0,060

T3-BT CPP $/KW-mes 9,14 7,31 8,26 8,18 7,99 7,64 8,32

T3-BT CPF $/KW-mes 4,92 4,92 4,96 4,96 5,02 5,02 5,06

T3-BT CEP $/KWh 0,040 0,040 0,040 0,039 0,051 0,039 0,041

T3-BT CER $/KWh 0,038 0,038 0,039 0,040 0,038 0,039 0,039

T3-BT CEV $/KWh 0,039 0,039 0,037 0,038 0,037 0,040 0,039

T3-MT CPP $/KW-mes 5,91 4,18 5,05 4,98 4,76 4,43 5,05

T3-MT CPF $/KW-mes 2,72 2,72 2,74 2,74 2,77 2,77 2,80

T3-MT CEP $/KWh 0,038 0,038 0,038 0,037 0,049 0,037 0,039

T3-MT CER $/KWh 0,036 0,036 0,037 0,038 0,036 0,037 0,037

T3-MT CEV $/KWh 0,037 0,037 0,036 0,036 0,035 0,038 0,038

T3-AT CPP $/KW-mes 3,82 2,18 2,99 2,92 2,7 2,38 2,95

T3-AT CPF $/KW-mes 0,41 0,41 0,41 0,41 0,42 0,42 0,42

T3-AT CEP $/KWh 0,037 0,036 0,036 0,036 0,047 0,036 0,037

T3-AT CER $/KWh 0,035 0,035 0,035 0,036 0,034 0,036 0,035

T3-AT CEV $/KWh 0,036 0,035 0,034 0,035 0,034 0,036 0,036

44 TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION capítulo tres

Res. ENRE Res. ENRE Res. ENRE Res. ENRE Res. ENRE Res.en trám. Res. ENRE EDELAP S.A Nº 50/94 Nº 110/94 Nº 186/94 Nº 25/95 Nº92/95 Nº 235/95 MAY‘94 AGO‘94 NOV‘94 FEB´95 MAY'95 AGO´95 NOV´95

T1-R1 CF $-bim 4,56 3,67 4,16 4,15 4,02 3,73 4,08

T1-R1 CV $/KWh 0,079 0,079 0,079 0,078 0,082 0,079 0,079

T1-R2 CF $-bim 16,22 13,25 15,01 15 14,68 13,50 14,80

T1-R2 CV $/KWh 0,040 0,047 0,042 0,041 0,046 0,046 0,043

T1-G1 CF $-bim 8,52 6,39 7,54 7,53 7,18 6,50 7,30

T1-G1 CV $/KWh 0,100 0,100 0,100 0,099 0,100 0,101 0,100

T1-G2 CF $-bim 59,78 47,68 54,77 54,76 52,44 48,54 53,54

T1-G2 CV $/KWh 0,068 0,074 0,071 0,07 0,071 0,075 0,072

T1-G3 CF $-bim 157,27 130,13 147,31 147,53 141,97 132,84 144,98

T1-G3 CV $/KWh 0,043 0,053 0,047 0,047 0,049 0,053 0,048

T1-AP $/KWh 0,072 0,063 0,066 0,064 0,067 0,061 0,065

T2 CP $/KW-mes 8,82 6,74 7,86 7,86 7,52 6,85 7,64

T2 CE $/KWh 0,058 0,058 0,057 0,057 0,058 0,057 0,057

T3-BT CPP $/KW-mes 9,23 7,15 8,28 8,27 7,93 7,27 8,06

T3-BT CPF $/KW-mes 4,92 4,92 4,96 4,96 5,02 5,02 5,06

T3-BT CEP $/KWh 0,040 0,039 0,039 0,037 0,054 0,039 0,041

T3-BT CER $/KWh 0,038 0,038 0,037 0,037 0,035 0,037 0,036

T3-BT CEV $/KWh 0,037 0,035 0,034 0,032 0,030 0,033 0,032

T3-MT CPP $/KW-mes 5,99 4,02 5,07 5,06 4,71 4,09 4,8

T3-MT CPF $/KW-mes 2,72 2,72 2,74 2,74 2,77 2,77 2,80

T3-MT CEP $/KWh 0,038 0,037 0,037 0,035 0,051 0,037 0,039

T3-MT CER $/KWh 0,036 0,036 0,035 0,035 0,034 0,036 0,034

T3-MT CEV $/KWh 0,035 0,033 0,032 0,031 0,029 0,031 0,031

T3-AT CPP $/KW-mes 3,91 2,03 3,01 3,00 2,65 2,05 2,72

T3-AT CPF $/KW-mes 0,41 0,41 0,41 0,41 0,42 0,42 0,42

T3-AT CEP $/KWh 0,037 0,036 0,035 0,034 0,049 0,035 0,038

T3-AT CER $/KWh 0,034 0,034 0,034 0,034 0,032 0,034 0,033

T3-AT CEV $/KWh 0,034 0,032 0,031 0,03 0,028 0,030 0,029

45 capítulo tres TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION

La secuencia de las decisiones que conducen a la fijación del cuadro tarifario, en cada una de las oportunidades en que corresponde su modificación, es la siguiente: 1. Programación Estacional Provisoria hecha por CAMMESA 2. Observaciones de los actores del MEM 3. Programación estacional definitiva de CAMMESA 4. Resolución de la Secretaría de Energía aprobándola 5. Determinación de parámetros adicionales (precio contratos, ajustes, etc.) 6. Cálculo de tarifas por parte de las distribuidoras 7. Aprobación del cálculo de tarifas por parte del ENRE 8. Publicación de los cuadros tarifarios

PPPrecios del MEMMEMrecios

40

35

30

25

20 $/MWh 15

10 PRECIO ENERGIA PRECIO MONÓMICO 5

0 Jul-94 Sep-94 Nov-94 Jan-95 Mar-95 May-95 Jul-95 Sep-95 Nov-95

PRECIO MONOMICO: PRECIO ENERGIA + PRECIO POTENCIA

Evolución de TTEvolución arifas Distribución - EDENOR SSarifas .A.A.A...

100.00

95.00

90.00

85.00

80.00

75.00

70.00

65.00

60.00

55.00

50.00 Mayo '94 Noviembre '94 Mayo ´95 Noviembre '95

Tarifa 1 - RTarifa R Tarifa 3Tarifa 3 TotalTotalTotal

464646 TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION capítulo tres

Evolución de Tarifas Distribución - EDESUR S.A.

100.00

95.00

90.00

85.00

80.00

75.00

70.00

65.00

60.00 Mayo '94 Noviembre '94 Mayo ´95 Noviembre '95

Tarifa 1 - R Tarifa 3 Total

Evolución de Tarifas Distribución - EDELAP S.A.

100.00

95.00

90.00

85.00

80.00

75.00

70.00

65.00

60.00

55.00

50.00 Mayo '94 Noviembre '94 Mayo ´95 Noviembre ´95

Tarifa 1 - R Tarifa 3 Total

47

LA PROPROLA TECCION AL USUUSUTECCION ARIOARIOARIO Capítulo 4. LA PROTECCION AL USUARIO capítulo cuatro

Capítulo 4. LA PROTECCION AL USUARIO

El control antimonopólico y la defensa del consumidor

La década actual contempla un encuadramiento institucional más exigente en materia de derechos y obligaciones de prestadores y usuarios de los servicios públicos. Las privatizaciones han generado una nueva realidad, ya que los mencionados servicios se encuentran en manos de empresas privadas que aportan capitales de riesgo, destinados a mejorar estos servicios con expectativas de una razonable utilidad.

Si bien nuestro país no cuenta con una tradición legislativa y jurisprudencial muy arraigada en esta materia, el tema ha merecido la sanción de tres Leyes 11.210, 12.906 y 22.262, de las cuales la última es la que específicamente norma el tema en cuestión, ya que es la Ley de Defensa de la Competencia. La Ley 24.065 de Marco Regulatorio del mercado eléctrico, confiere al ENRE la responsabilidad de entender en esta materia en lo que hace a los agentes del sector.

Desde otra perspectiva, los intereses de los consumidores en general, cualquiera sea la forma jurídica o económica de los proveedores de bienes o servicios en un mercado dado, son contemplados con la sanción de la Ley 24.240 denominada de Defensa del Consumidor, la que, junto con la 22.262 de Defensa de la Competencia y la 22.802 de Lealtad Comercial, constituyen una trilogía que en parte se complementa, y en parte cumple cada una con una función independiente.

Es importante señalar también que en la reforma constitucional llevada a cabo en agosto de 1994, se han incluido expresamente los “derechos del consumidor y del usuario” (art.42) lo que implica además la posibilidad de presentar “acción de amparo” y recursos de “habeas data” y “habeas corpus” (art.43).

Corresponde agregar que el Art. 86 de la Constitución reformada crea la figura del Defensor del Pueblo, órgano independiente instituido en el ámbito del Congreso de la Nación, para la protección de los derechos, garantías e intereses de los ciudadanos. A partir de su designación el Defensor del Pueblo ha desarrollado una

49 capítulo cuatro LA PROTECCION AL USUARIO

intensa gestión en lo concerniente al servicio público de electricidad y mantiene con el ENRE una relación permanente y fluida.

El texto de la Ley 24.240 contempla y alienta la creación de asociaciones de consumidores, como figuras necesarias para un control eficaz de las prácticas comerciales que puedan resultar lesivas de los derechos del público. Asimismo, contempla algunos principios de carácter general con relación a los usuarios de servicios públicos domiciliarios - Artículos 25 al 31 - como la constancia escrita de los alcances del servicio, la reciprocidad de trato, el registro de reclamos, la seguridad de las instalaciones, los instrumentos y unidades de medición, la interrupción de la prestación del servicio y la facturación de consumo excesivo. El Artículo 25 también establece que "los servicios públicos domiciliarios con legislación específica y cuya actuación sea controlada por los organismos que ella contempla, serán regidos por esas normas, aplicándose la presente Ley supletoriamente".

Es importante entonces tener en cuenta que la resolución de situaciones relativas a otras actividades, constituye un punto de referencia valioso para cubrir eventuales vacíos o brindar apoyo interpretativo, a fin de dilucidar conflictos en el mercado eléctrico.

El ENRE como autoridad de aplicación de la Ley 24.065, debe regular el funcionamiento del mercado eléctrico, fiscalizar y sancionar las conductas que se aparten de las reglas del juego establecidas y dirimir, en instancia administrativa, los conflictos que surjan entre los agentes del mercado, y entre éstos y los usuarios.

Las Resoluciones que en ejercicio de estas funciones dicta el ENRE, están sujetas a un primer control de legalidad cuando así lo solicitan las partes, mediante el llamado “recurso de alzada” ante la Secretaría de Energía y Transporte, así como también a un control más amplio del Poder Judicial, a través del “recurso directo” ante la Cámara Nacional en lo Contencioso Administrativo Federal.

El sistema así diseñado permite que cuando las actuaciones acceden a la instancia judicial, lo hagan munidas de un valioso enfoque sistémico suministrado por el ENRE a través de la integración multidisciplinaria de los aspectos técnicos, económicos y jurídicos.

Es interesante destacar que a lo largo de casi tres años, las instacias de revisión -tanto administrativa como judicial- han venido ratificando las decisiones tomadas por el ENRE. Ello muestra el acierto de la creación del Ente como primera instancia

50 LA PROTECCION AL USUARIO capítulo cuatro

administrativa caracterizada por su especificidad técnico-económica y sometida a las exigencias de los principios jurídicos de igualdad ante la ley, respeto al debido proceso y otros igualmente valiosos, propios de la vigencia del estado de derecho.

Por vía de ejemplo se reseñan algunos de los casos que, resueltos por el ENRE, han merecido plena conformidad judicial. En un caso, el ENRE impuso a una concesionaria distribuidora de electricidad, una multa de $333.348 por incumplimiento en sus obligaciones de relevar y procesar la información que, conforme a lo dispuesto en el Contrato de Concesión, tiene que brindar al Ente a los fines de un adecuado control de calidad del producto técnico con que la electricidad se suministra a los usuarios, donde esta calidad hace referencia a los niveles de tensión con la que se entrega la energía. La Cámara de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal, en sentencia del 16 de agosto de 1995 confirmó la multa aplicada1 . Similar confirmación judicial recibió, el 9 de octubre de 1995, otra multa de $ 343.104 por la misma causa2.

En otro caso, la distribuidora apeló las sanciones que le fueran impuestas por la suspensión del servicio público a un conjunto de habitantes del Gran Buenos Aires. El recurso fue declarado formalmente improcedente por la Cámara, el 9 de agosto de 19953. Como último ejemplo se señala que, oportunamente, el ENRE dictó la Resolución Nº 14/93, la cual era de especial relevancia ya que establecía todas las exigencias que las distribuidoras debían cumplir, a los fines de permitir el control de calidad de producto técnico con el que se suministra la electricidad. Una distribuidora, estimando que esas exigencias eran muy rigurosas, recurrió ante la Cámara de Apelaciones, la que el 5 de septiembre de 1995, confirmó en todas sus partes lo resuelto por el ENRE4.

Los servicios del ENRE

El ENRE cuenta con un sector especialmente dedicado a recibir y atender las consultas y reclamos que los usuarios deseen efectuar. Los interesados acceden a él por vía telefónica gratuita o haciendo llegar su presentación por escrito, sea por medio postal o fax. Cabe señalar que, a la vez que el usuario formula una queja a la distribuidora, dicha queja ingresa también al ENRE, dando lugar al reclamo.

Como resultado de estas distintas vías de recepción de las inquietudes planteadas por los usuarios, el ENRE ha recibido desde el comienzo de sus actividades, en mayo de 1993 y hasta el 31 de diciembre de 1995, un promedio de 1100 reclamos

1 Autos: "EDESUR S.A. c/ENRE s/Resolución ENRE Nº 18/95 - Causa Nº 4194/95" Cam. citada, Sala V. 2 Autos: "EDESUR S.A. c/ENRE s/Resolución ENRE Nº39/95 - Causa Nº 14.971/95" , Cam. citada, Sala IV. 51 3 Autos: "EDESUR S.A. c/ENRE s/Resolución ENRE Nº7/93 - Causa Nº 16.708/93" Cam. citada, Sala II. 4 Autos: "EDENOR S.A. c/ESTADO NACIONAL - Causa Nº 34.424/94" Cam. citada, Sala I. capítulo cuatro LA PROTECCION AL USUARIO

por mes. Debe tenerse en cuenta que, en general, éstos se producen tanto porque el usuario no ha encontrado respuesta en las concesionarias de los servicios, como porque plantean el tema directamente al ENRE, ya que estas dos posibilidades están previstas en las normas. La problemática abarcada por los reclamos que el Ente recibe y tramita está referida, en lo fundamental, a las cuestiones de calidad, en sus tres aspectos: la calidad del producto técnico, es decir, la tensión; la calidad del servicio técnico, o sea las interrupciones que sufre el suministro, y la calidad comercial. Al aporte de la información obtenida a través de la relación con los usuarios, se suma la recogida por otras fuentes, lo que le permite al Ente llevar a cabo la tarea de monitorear la calidad del servicio en sus aspectos técnicos y aplicar -en los casos que corresponda- las sanciones previstas en los Contratos de Concesión.

La gama de situaciones conflictivas en la relación entre el usuario y la prestadora del servicio que se refieren a la calidad comercial es muy amplia, señalándose a continuación las situaciones más comunes: error en el encuadramiento tarifario del usuario; problemas en la recepción de facturas; demoras en el nuevo suministro, dificultades para el cambio de titularidad; mal funcionamiento del medidor; apropiación indebida de energía; daños causados en artefactos eléctricos por oscilaciones o picos de tensión; etc. Para este último caso, el Directorio del ENRE aprobó un procedimiento especial, publicado en los Boletines Oficiales Nº 28.063 y 28.195 en los que se establecen las normas de procedimiento para su tratamiento. Desde la creación del Ente han ingresado 1307 reclamos en este sentido, de los cuales 1046 han sido resueltos y 261 están en trámite. De los 1046 resueltos se hizo lugar al 60% de los casos, se decretó la caducidad del procedimiento en un 5,4%, se tuvieron por desistidos el 1%, se declaró la incompetencia del ENRE en un 0,2% y se rechazó el 33%.

Mención especial debe hacerse de aquellas presentaciones y denuncias de usuarios referidas a situaciones que puedan poner en riesgo la seguridad pública, como postes quebrados, cables cortados, conexiones expuestas, etc. La gravedad que puede resultar asociada a estos casos, impuso al ENRE la necesidad de habilitar un mecanismo ágil para la tramitación de denuncias de esta naturaleza. Cabe señalar que cada reclamo da lugar a la emisión de una Cédula de Notificación que, a la vez que intima a la Concesionaria a dar inmediata solución al problema, formula cargos con vistas a la aplicación de las sanciones que el Contrato de Concesión prevé para estos casos.

52 LA PROTECCION AL USUARIO capítulo cuatro

Finalmente, debe destacarse que en diciembre de 1994, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad, el Ente Nacional Regulador del Gas, el Ente Tripartito de Obras y Servicios Sanitarios y la Comisión Nacional de Telecomunicaciones firmaron un Convenio de Colaboración y Administración, por medio del cual se creó una Oficina de Atención, en el barrio de Flores, para integrar los servicios y así facilitar a los usuarios los trámites que se relacionan con dichos Organismos.

Instalaciones domiciliarias. Seguridad pública

De acuerdo con lo establecido por la Ley 24.065, el ENRE debe atender los problemas de seguridad eléctrica en los inmuebles y el medio ambiente, y la seguridad pública en la construcción y operación de los sistemas de distribución y usuarios de la electricidad.

En cumplimiento de estas obligaciones, el ENRE ha dictado la Resolución Nº 171/95 (Anexo 4), por la cual se preserva la seguridad pública, estableciendo las condiciones en que deberán desarrollarse los trabajos en la vía pública sobre redes e instalaciones subterráneas de Baja, Media y Alta Tensión. Igualmente se toman disposiciones para el cerramiento de los centros de transformación destinados a impedir el acceso a personas ajenas a las empresas distribuidoras.

La Resolución ENRE Nº 207/95 (Anexo 4), por la cual se adopta la Reglamentación para la Ejecución de Instalaciones Eléctricas en Inmuebles de la Asociación Electrotécnica Argentina, comenzará a regir a partir de junio de 1996. Como tarea complementaria se definieron conceptualmente los criterios para la elaboración de un Sistema de Habilitación de Instaladores Eléctricos, para lo cual se tomó contacto con la Facultad Regional Buenos Aires de la Universidad Tecnológica Nacional, para la elaboración de una propuesta conforme a los fines indicados.

Simultáneamente, los trabajos efectuados por las distribuidoras en la vía pública fueron controlados a través de visitas periódicas a sus cabeceras operativas, verificándose el cumplimiento de las disposiciones vigentes. Igualmente se suscribieron convenios con las Universidades de Buenos Aires y La Plata destinados a cumplimentar estas responsabilidades de control a través de su tercerización por organismos calificados.

53

AAAUDIENCIAS PUBLICASPUBLICASUDIENCIAS Capítulo 5. AUDIENCIAS PUBLICAS capítulo cinco

Capítulo 5. AUDIENCIAS PUBLICAS

Como ya se dijo en el Informe Anual 1993-1994, el tratamiento de este tema constituye una profunda innovación en el sistema legal administrativo argentino y está íntimamente relacionado con la legítima pretensión participativa de los usuarios por conocer, en el momento oportuno, los asuntos que conciernen al interés público.

Las Audiencias Públicas por un lado establecen una metodología de esclarecimiento de ciertas cuestiones a través de la participación pública de los interesados o afectados y, por otra parte, intentan una administración del interés comun que siempre se presentó alejada y extraña a los problemas cotidianos de los ciudadanos como es, por ejemplo, el servicio eléctrico. Se procura que los usuarios visualicen el sistema como propio y creado con vistas a la adecuada satisfacción de sus legítimos intereses, para generar confianza en este nuevo instrumento de concientización comunitaria.

El Legislador ha previsto diversas circunstancias de aplicación de las Audiencias Públicas, como por ejemplo: a) La modificación de las tarifas a solicitud de transportistas y distribuidores b) La irrazonabilidad en las tarifas, cuando los usuarios las aleguen c) La ampliación de los sistemas de transporte y distribución d) La fusión de empresas transportistas o distribuidoras e) Las conductas contrarias a la libre competencia o el abuso de una posición dominante, lo que comunmente se denomina monopolio.

El requisito de Audiencia Pública sirve tanto al interés general para que no se produzcan actos ilegítimos, como al interés de los particulares que, de esta manera, pueden hacer conocer sus argumentos y pruebas antes de la toma de una decisión determinada. Asimismo, permite a las autoridades públicas disminuir el riesgo de posibles errores de hecho o de derecho en sus decisiones, con el consiguiente beneficio de la eficacia de sus acciones y el consenso que ellas puedan obtener de la comunidad. Sin duda, resulta mucho más difícil tener que revocar una decisión errónea a través de recursos o acciones administrativas o judiciales, que impedir

55 capítulo cinco AUDIENCIAS PUBLICAS

que ella se produzca, mediante la oportuna introducción de medios conducentes de prueba y los consiguientes argumentos de hecho y de derecho.

El principio legal de la Audiencia Pública es de raigambre constitucional y debe por ello ser aplicado con el cuidado y atención que una cláusula constitucional de tal envergadura merece, sobre todo, porque su violación o insuficiente e inadecuado cumplimiento, podría eventualmente constituir caso federal suficiente para concurrir por ante la Corte Suprema de Justicia y obtener la nulidad del acto, dictado en transgresión de un procedimiento constitucional y expresamente requerido por la Ley.

En resumen, la Audiencia Pública es un mecanismo idóneo de formación de consenso en la opinión pública respecto de la juridicidad y conveniencia del obrar del estado, así como una garantía objetiva de transparencia de los procedimientos estatales respecto de los concesionarios.

De conformidad con las disposiciones de la Ley 24.065, y de acuerdo con el procedimiento fijado en el Reglamento de Audiencias Públicas aprobado mediante Resolución ENRE Nº 39/94, se han celebrado, en el lapso que va desde mediados de 1994 hasta diciembre de 1995, diecinueve Audiencias Públicas, tal como lo muestra el cuadro al final del Capítulo.

Cabe realizar un comentario especial respecto de las Audiencias Públicas celebradas los días 16 y 17 de febrero de 1995, convocadas en los expedientes ENRE Nº 668/ 94 y Nº 809/94 respectivamente, con el objeto de considerar el otorgamiento del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública, para la ampliación de la capacidad de transporte del corredor Comahue-Buenos Aires, mediante el tendido de una cuarta línea en el primero de ellos, y mediante el reemplazo de los capacitores serie de las estaciones transformadoras de Puelches y Henderson, en el segundo. Las normas específicas que rigen las Audiencias Públicas son el Artículo 11 y concordantes de la Ley 24065, su Decreto Reglamentario 1398/92, la Resolución S.E. Nº 61/92, con sus modificatorias y complementarias y las Resoluciones del ENRE 39/94 y 7/95. En el caso de ampliaciones de los sistemas de transporte de energía eléctrica, la secuencia que debe cumplimentarse se describe en el esquema que sigue:

56 AUDIENCIAS PUBLICAS capítulo cinco

Ampliación de la Capacidad de Transporte por Concurso Público

Ampliación de la Capacidad de Transporte por Contrato entre Partes

57 capítulo cinco AUDIENCIAS PUBLICAS

Siguiendo el procedimiento establecido en el Título III del Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, las Empresas Hidroeléctrica El Chocón S.A. e Hidroeléctrica Alicurá S.A., solicitaron a Transener S.A. - titular del sistema de transporte correspondiente- la ampliación de la capacidad de transporte del corredor Comahue-Buenos Aires, mediante la construcción, operación y mantenimiento de una línea de 500 kV, conectando las estaciones transformadoras de Piedra del Aguila y Abasto, pasando por las instalaciones de Choele Choel, Bahía Blanca y Olavarría. Posteriormente, la empresa Turbine Power S.A. adhirió a la solicitud de ampliación. Estas empresas cumplían con el requisito de ser agentes reconocidos del MEM, tal como lo solicita la reglamentación, para poder presentar una solicitud de ampliación.

Según lo establecido en el Artículo 15 del Reglamento en cuestión, los solicitantes presentaron un estudio ante el ENRE, justificando la variabilidad del canon. Igualmente, de acuerdo a la reglamentación vigente y en cumplimiento de sus obligaciones, Transener S.A. solicitó a CAMMESA el estudio técnico de identificación de los beneficiarios de la ampliación, y de la proporción en que cada uno debía participar en el prorrateo de los costos de amortización. Dado que los solicitantes cumplían con el requisito del mínimo del 30% de participación en los beneficios de la ampliación - establecido por la reglamentación para estos casos - Transener S.A. elevó al ENRE la solicitud de emisión del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública, presentada junto con su correspondiente informe técnico.

El ENRE evaluó la solicitud de ampliación y, considerando que la misma reunía las exigencias establecidas en el Artículo 19 del Reglamento, realizó la Convocatoria a la Audiencia Pública. Durante la misma, realizada el día 17 de febrero de 1995, se plantearon las discrepancias existentes entre las distintas empresas generadoras de la región Comahue, respecto de la conveniencia del mecanismo a adoptar para la ampliación de la capacidad de transporte de esa zona de importante generación hidroeléctrica, que ha experimentado un notable incremento en la potencia instalada a partir de la privatización de sus centrales hidroeléctricas.

Ante la oposición que plantearon los eventuales beneficiarios, en vistas de que no existían beneficios para los generadores que les permitieran afrontar el canon propuesto, y dado que esta oposición alcanzaba al 34.18% del total, la solicitud de ampliación finalmente debió ser rechazada por el ENRE, de acuerdo con los términos del Art. 21 del Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y

58 AUDIENCIAS PUBLICAS capítulo cinco

Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica aprobado por Resolución S.E. Nº 137/92 y modificatorias. Es interesante analizar en qué circunstancias un grupo de generadores tuvo la iniciativa de construir la "cuarta línea" considerando que constituía un emprendimiento interesante, y cómo, simultáneamente, quienes eran considerados los eventuales beneficiarios de la obra, se opusieron a su realización. En principio, habría que tener en cuenta que, cuando existe insuficiencia en la capacidad de transporte, como sucede entre el Comahue y Buenos Aires, los precios reflejan esa insuficiencia porque el vínculo se congestiona, es decir, se puede considerar que cuando el vínculo es vulnerable se introducen pérdidas elevadas en el precio del transporte.

Por otra parte, siguiendo con el criterio de que todo lo que ocurre en el sistema debe verse desde el punto de vista del usuario, se advierte que éste se ve perjudicado por esta insuficiencia. "Cuando el vínculo es débil, es insuficiente y además se congestiona o se interrumpe, quiere decir que su vulnerabilidad está penalizando al precio". Esto es percibido por el generador, que pierde cuando vende energía y vuelve a perder cuando vende potencia . Al usuario tampoco le resulta indiferente el vínculo del transporte, dado que no es lo mismo tener una central lejos o cerca de su domicilio, siendo que esta última posibilidad significa tener un vínculo reforzado que aumenta la capacidad y confiabilidad y reduce las pérdidas. Es por esta razón que resulta tan importante identificar correctamente a los eventuales beneficiarios, ya que ellos deben expedirse acerca de la conveniencia de la propuesta, cuantificar su costo de realización y aceptar participar en su pago.

En este sentido, debe señalarse que a la fecha, y teniendo en cuenta el proceso recorrido en las Audiencias descriptas, los generadores del área del Comahue están manteniendo conversaciones para arribar a un acuerdo que permita la realización de la mencionada cuarta línea.

Por otra parte, a través de un mecanismo similar al descripto, con fecha 16 de febrero de 1995 se celebró otra Audiencia Pública a fin de considerar la solicitud presentada por las empresas Hidroeléctrica Piedra del Aguila S.A., Central Neuquén S.A., Central Térmica Alto Valle S.A., Hidroeléctrica Cerros Colorados S.A. y CAPEX S.A. para la instalación y puesta en servicio de dos nuevos capacitores serie completos, en las estaciones transformadoras de Puelches y Henderson, dentro del mismo corredor. Como resultado de dicha audiencia se otorgó el Certificado de Necesidad y Conveniencia Pública.

59 capítulo cinco AUDIENCIAS PUBLICAS

AUDIENCIAS PUBLICAS realizadas en el período junio 94/diciembre 95

FECHA Resolución TEMA ENRE Nº

15/06/94 51/94 Considerar la petición de TRANSENER S.A. para adquirir el 60% de las

acciones de TRANSNEA S.A.

05/0794 55/94 Considerar la solicitud de acceso a la capacidad de transporte existente formulada por la DIRECCIÓN DE ENERGÍA DE CATAMARCA (DECA)

21/06/94 57/94 Declarar la existencia de Capacidad de Transporte necesaria para satisfacer la solicitud de SIDECO AMERICANA S.A. (Se suspendió)

12/07/94 58/94 Declarar la existencia de Capacidad de Transporte necesaria para satisfacer la solicitud de SERVICIOS ELÉCTRICOS SANJUANINOS. 08/07/94 56/94 Declarar la existencia de capacidad de transporte necesaria para satisfacer la solicitud de EPEC.

26/08/94 102/94 Considerar la petición de TRANSENER S.A. para adquirir el 76,5% de las acciones de DISTROCUYO S.A.

26/10/94 150/94 Considerar la petición de CENTRAL TÉRMICA SAN MIGUEL DE TUCUMÁN S.A. para acceder a la capacidad de transporte existente en el Sistema de transporte de energía eléctrica en Alta Tensión.

25/10/94 151/94 Considerar la petición de TURBINE POWER CO S.A. para acceder a la capacidad de transporte existente en el sistema de Transporte por Distribución Troncal de la Región del Comahue (Río Negro) para su central termoeléctrica Gral. Roca TERMOROCA.

02/12/94 169/94 Considerar la petición de la EDET S.A. para acceder a la capacidad de transporte existente en el SISTEMA DE TRANSPORTE POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DEL NOROESTE ARGENTINO, concesionado a TRANSNOA S.A.

16/02/95 10/95 Resolver sobre el otorgamiento de Conveniencia y Necesidad Pública de la ampliación solicitada por las Empresas HIDROELÉCTRICA PIEDRA DEL ÁGUILA S.A., HIDROELÉCTRICA CERROS COLORADOS S.A., CENTRAL NEUQUÉN S.A., CENTRAL TÉRMICA ALTO VALLE S.A. y CAPEX S.A.

17/02/95 07/95 Resolver sobre el otorgamiento de Conveniencia y Necesidad Pública de la ampliación solicitada por las Empresas HIDROELÉCTRICA., EL CHOCÓN, HIDROELÉCTRICA ALICURÁ S.A. y TURBINE POWER CO. S.A. (La fecha y hora de esta audiencia fue modificada por la RES 11/95).

10/05/95 60/95 Considerar la solicitud efectuada por la ADMINISTRACIÓN PROVINCIAL DE ENERGÍA DE LA PAMPA, con el fin de otorgar el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública para la construcción de una Línea de Alta Tensión de 132 kv. entre las localidades de Gral. Pico (LA PAMPA) y Trenque Lauquen (BS. AS). (La fecha y hora de esta audiencia fue modificada por la RES 77/95).

30/05/95 81/95 Considerar el otorgamiento del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública de la ampliación a la Capacidad de Transporte de Energía Eléctrica, solicitada por NUCLEOELÉCTRICA ARGENTINA S.A. en la futura Estación Transformadora Atucha II que se vinculará al Sistema de Transporte, en la Línea de 500 kv. Rosario Oeste - General Rodríguez

8/9/95 134/95 Considerar petición de EDESUR sobre emisión de certificado de necesidad y conveniencia pública para la construcción de una subestación de 132/ 13,2 kv y su respectiva alimentación mediante una línea aérea de 132 kv. Estación Spegazzini, Partido de Esteban Echeverría.

60 AUDIENCIAS PUBLICAS capítulo cinco

FECHA Resolución TEMA ENRE Nº

11/10/95 191/95 Considerar petición de EDENOR sobre emisión de certificado de necesidad y onveniencia pública para la ampliación de la subestación Casanova y la construcción y montaje de una nueva subestación de 132/13,2 kv en la localidad de Rafael Castillo, Part. de la Matanza.

02/11/95 212/95 Resolver sobre el pedido de autorización solicitado por EDET S.A. para presentarse en la privatización de “EDECAT S.A.” a través del proceso licitatorio iniciado por el Gobierno de la Pcia de Catamarca.

3/11/95 214/95 Considerar el pedido de autorización solicitado por EDET S.A. para presentarse en el concurso público Internacional para la venta del 90% de las acciones de EDES S.A.

8/11/95 213/95 Considerar la solicitud de ampliación de la capacidad del Sistema de Transporte por contrato entre partes para la construcción de la Estación Transformadora Luján que seccionará la línea de 500 kv de TRANSENER S.A. que interconecta las Est. Transformadoras Gran Mendoza Río Grande, solicitada por la Sec. de Estado de Obras Públicas de la Pcia. de San Luis.

29/11/95 225y233/95 Considerar el otorgamiento del certificado de necesidad y conveniencia pública solicitado por TRANSENER S.A. en el Expte. ENRE N° 397/94 para la construcción de la nueva estación Transformadora Arroyo Cabral de 500/132/34,5 kv, sita en la Pcia. de Córdoba.

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SEGUIMIENTSEGUIMIENTSEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS AAO CCIONARIASCCIONARIASCCIONARIAS Capítulo 6. SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS capítulo seis

Capítulo 6. SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS

Como se ha señalado, la reconversión de la industria eléctrica, está caracterizada por un proceso de transformación centrado en la privatización. Esta fue acompañada por cambios en la asignación de responsabilidades y derechos entre el estado, los prestadores y los usuarios y la introducción de la competencia en la medida en que resultó posible.

En el desarrollo de las operaciones de privatización, se procuró especialmente adoptar algunos resguardos esenciales para prevenir la concentración económica y asegurar que la prestación de servicios estuviera a cargo de expertos calificados. Para este propósito, las normas y documentos con las que se reguló y se instrumentó la reconversión, establecieron obligaciones y restricciones que debían cumplimentarse y verificarse a nivel de las tenencias accionarias de las nuevas unidades de negocios.

Este conjunto normativo apunta en particular, a tener en cuenta los siguientes aspectos: - Asegurar la desintegración vertical para resguardar la independencia de los transportistas - Evitar la excesiva concentración de la oferta de generación - Asegurar la permanencia y concurrencia de operadores calificados, y la de accionistas mayoritarios dotados de solvencia y respaldo patrimonial

El marco legal

Cada uno de los aspectos mencionados presenta particularidades en cuanto a su prioridad y a las posibilidades prácticas de una acción eficaz por parte de la autoridad de regulación, la que a su vez debe respetar las reglas del mercado que quiere promover y las decisiones relativamente independientes de los agentes del mismo.

Los dos primeros aspectos, están relacionados con el propósito de establecer y

63 capítulo seis SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS

mantener condiciones competitivas. De hecho esto está garantizado en el Marco Regulatorio ya que en el Artículo 19 de la Ley se establece la proscripción de las actividades anticompetitivas o desleales, o el abuso de una posición dominante en el mercado. Asimismo, el Decreto Reglamentario de este Artículo, faculta al ENRE a caracterizar, en cada caso, si una situación configura o no un acto de competencia desleal o de abuso de una posición dominante en el mercado. Por otra parte, el Artículo 30 establece la restricción de comprar o vender energía a los transportistas, mientras que el 31 procura evitar la integración vertical, preservando a las empresas transportistas del control de generadores y /o distribuidores.

La Ley establece, en el Artículo 32, la necesidad de autorización previa del ENRE para fusiones entre transportistas o distribuidores, mientras que el Artículo 33 estipula que los capitales de las sociedades que se dedican a transporte y distribución, deben estar representados por acciones nominativas no endosables. Por último, el Inciso c del Artículo 56, faculta al ENRE a prevenir conductas anticompetitivas, monopólicas o discriminatorias.

A la vista de esta legislación, puede decirse que el Marco Regulatorio argentino avanza singularmente sobre el chileno y el inglés, al tratar de resguardar el comportamiento competitivo. En efecto, en el primero, la ausencia de regulación específica ha favorecido una concentración notable, y, en el segundo, el Marco Regulatorio deposita más confianza en el poder disuasivo del regulador que en la fragmentación de las unidades de negocio.

Las tenencias accionarias

A fin de garantizar la permanencia de los operadores, se optó por asegurar el compromiso de los mismos a través de una participación relativamente importante en el paquete accionario - entre el 15 y el 25 % según los casos - obligatoria por un cierto período de tiempo. Finalmente, dado que el servicio requería en muchos casos importantes inversiones iniciales y más aún, teniendo en cuenta que la ecuación económica de partida era deficitaria, se buscó asegurar la concurrencia de grupos de gran solidez patrimonial

La reestructuración del sector en base a estas pautas permite ver que, en la mayor parte de los casos, los adjudicatarios de privatizaciones han adoptado la figura de la "sociedad de inversión", mediante la cual se ha asegurado la flexibilidad otorgada por los pliegos de licitación para poder transferir hasta el 49% de las acciones de

64 SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS capítulo seis

estas últimas. Esto configura una situación en la que la estructura accionaria de las sociedades titulares de concesiones o activos de generación sujetas a restricciones, por un lado permanece sin cambios en los paquetes mayoritarios, y, por el otro, desplaza los movimientos a la composición de las "sociedades de inversión", donde sí se han verificado diversos movimientos sobre las proporciones transferibles. Por otra parte, existe una lenta incorporación al régimen de cotización pública que afecta a las acciones del tipo "B", faltando movimiento del tramo "C" correspondiente a los programas de propiedad participada.

La participación de accionistas en las diversas empresas se muestra en los cuadros que cierran este Capítulo.

La función de seguimiento y control

La disposición de información permanente y actualizada es indispensable para realizar el seguimiento de las tenencias accionarias, constituyendo un elemento de juicio importante para analizar la estructura del mercado y la eventual presencia de situaciones punibles. Por lo tanto, para cumplir adecuadamente su rol moderador y superador de conflictos, es necesario que la autoridad regulatoria cuente con la mayor cantidad posible de elementos de juicio, a fin de resolver los problemas que puedan presentarse.

Teniendo en cuenta las expresas disposiciones de la legislación, es necesario para el ENRE contar con información veraz y actualizada sobre la estructura societaria y la evolución patrimonial de los agentes principales del mercado. Este punto es importante, ya que la doctrina y la práctica comparada de casi todos los países, estipulan el principio de la publicidad o transparencia acerca de la identidad de prestadores de servicios públicos esenciales.

De acuerdo con lo anterior, la tarea de seguimiento y control de las sociedades se establece en dos planos: el de las sociedades titulares de concesiones de servicios de distribución o transporte, y el de las sociedades de inversión, propietarias de los paquetes mayoritarios de las primeras. En este sentido, se pueden distinguir por lo menos dos grandes grupos de información, relacionados con el seguimiento y control de las tenencias accionarias. Por un lado, los datos específicos relativos a transacciones accionarias - en trámite o ya realizadas - sujetas a restricciones en virtud tanto del marco legal como de los

65 capítulo seis SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS

contratos de privatización o concesión y/o las cláusulas estatutarias. Por otra parte, la información, indicadores y otros datos globales relativos al sector energético y al subsector eléctrico en particular, tanto en el orden local como internacional . Esta información conformará una Base de Datos de uso muy generalizado y relativamente abierto. Para ello, se está avanzando en el diseño de un sistema de información adecuado.

El otro subgrupo importante de la información por empresas, es el relativo al tratamiento de las Memorias y Estados Contables. Hasta el momento, esta información resulta voluntaria para las empresas y aún no tiene un tratamiento analítico homogéneo. El ENRE está estudiando el tema a fin de determinar el nivel de análisis y registro de datos, teniendo en cuenta que deberá acordar con la Secretaría de Energía y Transporte y CAMMESA, los criterios de procesamiento estadístico de la información, a fin de asegurar la elaboración de series de datos relevantes y evitar la duplicación de tareas .

Igualmente, se contará con otras fuentes de información - dictamen de auditores externos, balances especiales, actas de emisión y suscripción de acciones, transferencia de acciones, entre otras - proveniente tanto de los agentes del MEM, como de diferentes organismos públicos y privados que tienen información de interés para aportar, como son, por ejemplo, el Consejo Profesional de Ciencias Económicas, la Comisión Nacional de Valores y la Bolsa de Comercio.

Finalmente, es importante señalar que la necesidad de contar con la mayor cantidad de información no responde a una política intervencionista o de reasunción de funciones por parte del estado, sino que obedece a la importancia de tener un estado de situación que permita darle transparencia al mercado y sus protagonistas para poder cumplir, de manera efectiva, la función de regulación que es el objetivo fundamental del ENRE.

66 SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS capítulo seis 0,00 0,00 B B 0,00 B 0,00 0,00 B B ALEUFU ALEUFU ALEUFU ALEUFU ALEUFU 0,00 0,00 A A FUT FUT 0,00 A FUT 59,00 0,00 0,00 A A FUT FUT 47,00 47,00 B B 47,00 B 47,00 47,00 B B 51,00 51,00 A A RHONDO RHONDO 51,00 A RHONDO 16,8317,3416,83 15,51 15,98 15,51 51,00 51,00 A A RHONDO RHONDO 0,00 0,00 B B 0,00 B 0,00 0,00 B B 59,00 59,00 A A AMEGHINO AMEGHINO 59,00 A 35,40 11,80 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 0,12 AMEGHINO 59,00 59,00 A A AMEGHINO AMEGHINO 8,00 8,00 B B 8,00 B 8,00 8,00 B B 51,00 51,00 A A DIAMANTE DIAMANTE 51,00 A 25,5021,683,83 4,00 3,40 0,60 DIAMANTE 51,00 51,00 A A DIAMANTE DIAMANTE 0,00 0,00 B B 0,00 B 0,00 0,00 B B 51,00 51,00 A A NIHUILES NIHUILES 51,00 A 23,46 4,59 18,36 4,59 NIHUILES 51,00 51,00 A A NIHUILES NIHUILES 8,00 8,00 B B 8,00 B 8,00 8,00 B B GUILA GUILA GUILA GUILA GUILA . A . A . A . A . A .D .D .D .D .D 51,00 51,00 A A P P 13,640,434,67 2,14 3,75 0,07 2,81 0,73 1,87 0,59 1,75 0,44 0,29 0,28 51,00 A 13,648,44 2,14 1,32 P 51,00 51,00 A A P P CIÓN HIDRÁULICA(JURISDICCIÓN DEL ENRE) CIÓN HIDRÁULICA(JURISDICCIÓN DEL ENRE) CIÓN HIDRÁULICA(JURISDICCIÓN DEL ENRE) CIÓN HIDRÁULICA(JURISDICCIÓN DEL ENRE) CIÓN HIDRÁULICA(JURISDICCIÓN DEL ENRE) 8,00 8,00 B B 8,00 B 8,00 8,00 B B 51,00 51,00 A A ALICURA ALICURA 40,80 6,40 2,557,140,51 0,40 1,12 0,08 51,00 A ALICURA 51,00 51,00 A A ALICURA ALICURA 8,00 8,00 B B 8,00 B 8,00 8,00 B B OR. OR. OR. OR. OR. 51,00 51,00 A A C.COL C.COL 33,15 5,20 51,00 A C.COL 51,00 51,00 A A C.COL C.COL 8,00 8,00 B B 0,60 0,33 0,06 0,04 8,00 B 8,00 8,00 B B 51,00 51,00 A A CHOCON CHOCON 12,75 2,00 51,00 A CHOCON 51,00 51,00 A A CHOCON CHOCON AS EN LAS EMPRESAS DE GENERA AS EN LAS EMPRESAS DE GENERA AS EN LAS EMPRESAS DE GENERA AS EN LAS EMPRESAS DE GENERA AS EN LAS EMPRESAS DE GENERA CCIONIST CCIONIST CCIONIST CCIONIST CCIONIST .MADRYN CCION CLASE CCION CLASE CCION CLASE CCION CLASE CCION CLASE CION DE A CION DE A CION DE A CION DE A CION DE A .CONSULT. A A A A A .Y VIV.GAYMAN .RAWSON . PARTNERS LTD.B. PARTNERS 0,97 0,15 ENERGY ARG.S.A. A \ A A \ \ A A A \ A \ A A \ A A \ \ A A .POPULAR LTDA. C.RIV. .POPULAR LTDA. INVERSIONES CCIONES EN % CCIONES EN % CCIONES EN % CCIONES EN % CCIONES EN % .ELEC.DE C.Y VIV.TRELEW Y VIV.P .PROV.S.P. Y VIV .S.P.C. Y C.”16 OCT.” .PROV.S.P.V. .PROV.E.E.S.P TILLY OT.S.P.RADA .A.POT.Y AL A AL A AL A AL A AL A ARTICIP ARTICIP ARTICIP ARTICIP ARTICIP T T T T T P P P P P CCIONIST CCIONIST CCIONIST CCIONIST CCIONIST O O O O O

A A T T EMPRESA EMPRESA

C.I.GLOBAL FUNDC.I.GLOBAL C.I.EMERGING MARKETS FUND 0,36 0,57 0,09 HIDROELECTRICIDAD S.A.HIDROELECTRICIDAD S.A. CMS GENERATION LIMITEDSAWGRASS ENERGÍA HIDRÁULICA S.A.L.AMERICA CAP THE SOUTH AMERICA FUND N.V. INC. HOLDINGS, DARWIN S.A. DOMINION GENERATING DREYFUS ARGENER S.A.LOUIS SEI HOLDINGS (SOUTHERN CO.) DE B.I.S.A. 29,76 4,67 2,08 0,29 3,83 NEW WORLD INVESTMENT FUND EMERGING MARKETS GROWTH 0,40THE ARGENTINE INVEST.CO. DEV.TRUST ARGENTINA PRIVATE INTER RIO HOLDINGS ESTABLISH. 0,06 UTE ADM. NAC. USINAS Y TRANS ELECT. ELECTRICITÉ DE FRANCE GALICIA Y BS.AS. BCO.DE NUCLEAMIENTO INVERSOR S.A. MATAS JAQUES GRUPO EC. EDF INTERNATIONAL 17,85 2,80 ASOCIADOS DE ELECTRICIDAD RESOURCE DEVELOP (CHILGENER) HIDROANDES S.A. DUKE HIDRONOR INC. TRANSALTA NUCLEAMIENTO INVERSOR S.A. GALICIA Y BS.AS. BCO.DE CAMUZZI ARGENTINA-GAZOMETRI A ADM.NAC.USINAS Y TR.EL.-UTE SOC.COOP COOP COOP COOP COOP COOP COOP APUAYE NECON S.A. S.A.I.C.A. CHEDIACK JOSE J. SAIC ALUAR T EMPRESA A A T T EMPRESA EMPRESA

67 capítulo seis SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS B B 39,00 39,00 B 39,00 39,00 39,00 B B A A 51,00 51,00 A 51,00 25,5012,75 12,75 39,00 51,00 51,00 A A EDET EDET EDET EDET EDET B B 49,02 49,02 B 49,02 0,69 3,56 0,42 0,15 0,10 0,10 0,00 49,02 49,02 B B A A 51,00 51,00 A 51,00 51,00 44,00 51,00 51,00 A A EDESAL EDESAL EDESAL EDESAL EDESAL B B 39,00 39,00 B 39,00 39,00 39,00 B B EDEFOR EDEFOR EDEFOR EDEFOR EDEFOR A A 51,00 51,00 A 51,00 17,0017,0017,00 13,00 13,00 13,00 51,00 51,00 A A B B 39,00 39,00 B 39,00 39,00 39,00 B B EDESE EDESE EDESE EDESE EDESE A A 51,00 51,00 A 51,00 39,00 51,00 51,00 51,00 A A O O O O O B B 0,00 0,00 B 0,00 0,00 0,00 B B .CUY .CUY .CUY .CUY .CUY A A 51,00 51,00 A 20,91 21,42 6,12 2,55 51,00 51,00 51,00 A A DIST DIST DIST DIST DIST B B 0,00 0,00 B 0,00 0,00 0,00 B B A A 60,00 60,00 A 12,00 12,00 24,00 12,00 60,00 60,00 60,00 A A TRANSNEA TRANSNEA TRANSNEA TRANSNEA TRANSNEA A A A A A B B 27,27 27,27 B 6,27 6,82 27,27 27,27 27,27 B B TRANSNO TRANSNO TRANSNO TRANSNO TRANSNO A A 60,00 60,00 A 27,0013,80 15,00 12,27 4,20 1,91 60,00 60,00 60,00 A A A A A A A B B 0,00 0,00 B 0,00 0,00 0,00 B B TRANSP TRANSP TRANSP TRANSP TRANSP A A 51,00 51,00 A 20,40 12,75 7,65 2,55 3,76 2,07 1,26 0,10 0,23 0,23 51,00 51,00 51,00 A A B B 49,00 49,00 B 9,47 9,47 11,11 49,00 49,00 49,00 B B CYLEC CYLEC CYLEC CYLEC CYLEC A A A A A A A 51,00 51,00 A 12,75 12,75 6,634,081,02 4,93 1,02 3,03 3,06 0,76 9,69 0,76 2,27 7,20 51,00 51,00 51,00 A A Y Y Y Y Y B B 14,00 14,00 B 14,00 14,00 14,00 B B A A 51,00 51,00 A 7,657,657,65 2,10 7,65 2,10 7,65 2,10 5,10 2,10 5,10 2,10 2,55 1,40 1,40 0,70 51,00 51,00 51,00 A A TRANSENER TRANSENER TRANSENER TRANSENER TRANSENER B B 0,00 0,00 B 0,00 0,00 0,00 B B A A 51,00 51,00 A 16,58 16,58 12,75 5,10 51,00 51,00 51,00 A A EDELAP EDELAP EDELAP EDELAP EDELAP B B 39,00 39,00 B 39,00 39,00 39,00 B B EDESUR EDESUR EDESUR EDESUR EDESUR A A 51,00 51,00 A 10,20 9,44 4,08 5,61 5,10 51,00 51,00 51,00 A A AS EN LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y TRANSPORTE (JURISDICCIÓN DEL ENRE) AS EN LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y TRANSPORTE (JURISDICCIÓN DEL ENRE) AS EN LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y TRANSPORTE (JURISDICCIÓN DEL ENRE) AS EN LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y TRANSPORTE (JURISDICCIÓN DEL ENRE) AS EN LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y TRANSPORTE (JURISDICCIÓN DEL ENRE) B B 19,46 19,46 B 19,46 19,46 19,46 19,46 B B EDENOR EDENOR EDENOR EDENOR EDENOR A A 50,91 50,91 A 9,00 3,00 3,00 9,00 9,00 8,00 7,78 2,12 50,91 50,91 50,91 A A CCIONIST CCIONIST CCIONIST CCIONIST CCIONIST CCION CLASE CCION CLASE CCION CLASE CCION CLASE CCION CLASE CION DE A CION DE A CION DE A CION DE A CION DE A A A A A A A \ A A \ \ A A A \ A \ A A \ A A \ \ A A ARTICIP ARTICIP ARTICIP ARTICIP ARTICIP CCIONIST CCIONIST CCIONIST CCIONIST CCIONIST P P A A EMPRESA EMPRESA TOTAL ACCIONES EN % TOTAL ACCIONES EN % P A EMPRESA ASTRA C.A.P.S.A. DISTRIB.CHILECTRA METRO.SA HOUSTON ARGENTINA S.A. CITICORP EQUITY INVEST.S.A. LOS W S.A. SADE ING.Y CONST. S.A. ENTERGY TRANSENER S.A. NATIONAL GRID FINANCE B.V. DUKE TRANSENER S.A. ELECTRICA DEL PLATA S.A. INTER RIO HOLDING ESTABL. THE ARGENTINE INVEST.CO. ARGENTINA PRIVATE DEV.TRUST SADE ING.Y CONST. S.A. ENDESA DESARROLLO (ESPAÑA) SOC.D’AMENAGEMENT URBAIN ET RURAL E.NAC.HIDRO. DE RIBARGOZANA ELECTRICITÉ DE FRANCE J.P.MORGAN INTERNAC.CAP.CORP. INVERSORES INTERNACIONALES (ADR) MORGAN GUARANTY TRUST CO. New York INVERSORES VARIOS (ENDESA -España-) ENERSIS S.A. C.N.PEREZ COMPANC S.A.PSI ENERGY ARGENTINA INC. ENDESA (CHILE) ENTERGY ARGENTINA S.A. ENERSIS INTERNATIONAL LTD.INVERSORA CATALINAS S.A. ENDESA (ESPAÑA) IMPREGILO Spa. DUMEZ S.A. 16,58 DYCKERHOFF & WIDMANN AKT. RECCHI Spa,.CONSTRUZ. GENER. SIDECO AMERICANA SACIIF SYSTRANYAC S.A. CORPORACION FINANCIERA INTERNAC.(CFI) ALUAR S.A. 39,00 CAMUZZI GAZOMETRI SPA GRUPO CG ARGENTINA S.A. SOC.COOP.POPULAR LTDA. C.RIV. COOP.ELEC.DE C.Y VIV.TRELEW COOP.PROV.S.P. Y VIV.P.MADRYN COOP.S.P.C. Y VIV.RAWSON COOP.PROV.S.P.V. Y C.”16 OCT.” COOP.PROV.E.E.S.P.Y VIV.GAYMAN COOP.A.POT.Y OT.S.P.RADA TILLY BANCO FEIGIN FATLyF IATE S.A. TECSA S.A. FATLyF ARGÓN S.A. IATE S.A. ELEPRINT S.A. ELECTRICITÉ DE FRANCE NUCLEAMIENTO INVERSOR S.A. BANCO DE GALICIA JACQUES MATAS HOUSTON POWER ARGÓN S.A. BANCO FINANSUR S.A. BANCO MARIVA S.A. BANK SOUTH LTD COMPLEX HOLDING CORP. S.A. OFFSHORE TRUST BANKING CORP P.DAVILA JUNGUITO y S. de DAVILA M. AUBONE IBARGUREN J. CARTELLONE CONSTR. CIVILES SA CIA NAC. DE FUERZA ELECTRICA SA CIA GENERAL DE ELECTRICIDAD SA IATE S.A. ELEPRINT S.A. COMP. ELÉCTRICA SAN LUIS S.A. TOTAL ACCIONES EN % TOTAL ACCIONES EN % TOTAL ACCIONES EN % A A EMPRESA EMPRESA P P

68 SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS capítulo seis . . . . . B B 0,00 0,00 B 0,00 B B 0,00 0,00 .MZA .MZA .MZA .MZA .MZA C.T C.T A A 51,00 51,00 C.T A 50,49 0,51 51,00 C.T C.T A A 51,00 51,00 B B 39,00 39,00 B 39,00 B B 39,00 39,00 ORAL ORAL ORAL ORAL ORAL .LIT .LIT .LIT .LIT .LIT CT CT A A 51,00 51,00 CT A 25,50 19,50 25,50 19,50 51,00 CT CT A A 51,00 51,00 B B 39,00 39,00 B 39,00 B B 39,00 39,00 .NEA .NEA .NEA .NEA .NEA C.T C.T A A 51,00 51,00 C.T A 51,00 39,00 51,00 C.T C.T A A 51,00 51,00 . . . . . B B 0,00 0,00 B 0,00 B B 0,00 0,00 G G G G G A A A A A T T T T T A A A A A A A C.P C.P 51,00 51,00 A C.P 17,00 17,00 17,00 51,00 A A C.P C.P 51,00 51,00 B B 39,00 39,00 B 39,00 B B 39,00 39,00 ...... MZA .MZA .MZA .MZA .MZA A A C.P C.P 51,00 51,00 A 48,96 37,44 2,04 1,56 C.P 51,00 A A C.P C.P 51,00 51,00 B B 0,00 0,00 B 0,00 B B 0,00 0,00 A A C.DIQUE C.DIQUE 51,00 51,00 A 16,58 16,58 12,75 5,10 C.DIQUE 51,00 A A C.DIQUE C.DIQUE 51,00 51,00 O O O O O B B 39,00 39,00 B 39,00 B B 39,00 39,00 A A 51,00 51,00 SORRENT SORRENT A 10,20 7,80 10,20 7,80 10,20 7,80 10,20 7,80 10,20 7,80 51,00 SORRENT A A 51,00 51,00 SORRENT SORRENT B B 39,00 39,00 B 39,00 B B 39,00 39,00 A A A A A .NO .NO .NO .NO .NO A A 51,00 51,00 C.T C.T A 51,00 39,00 51,00 C.T A A 51,00 51,00 C.T C.T B B 39,00 39,00 B 39,00 B B 39,00 39,00 A A 51,00 51,00 DOCK SUD DOCK SUD A 25,50 19,50 25,50 19,50 51,00 DOCK SUD A A 51,00 51,00 DOCK SUD DOCK SUD . . . . . B B 37,00 37,00 B 37,00 B B 37,00 37,00 .NICOL .NICOL .NICOL .NICOL .NICOL CIÓN TÉRMICA (JURISDICCIÓN DEL ENRE) CIÓN TÉRMICA (JURISDICCIÓN DEL ENRE) CIÓN TÉRMICA (JURISDICCIÓN DEL ENRE) CIÓN TÉRMICA (JURISDICCIÓN DEL ENRE) CIÓN TÉRMICA (JURISDICCIÓN DEL ENRE) A A 51,00 51,00 C.S C.S A 21,08 15,29 19,00 13,79 10,91 7,92 51,00 C.S A A 51,00 51,00 C.S C.S B B 39,00 39,00 B 39,00 B B 39,00 39,00 ALLE ALLE ALLE ALLE ALLE .V .V .V .V .V A A 51,00 51,00 C.A C.A A 30,60 23,40 20,40 15,60 51,00 C.A A A 51,00 51,00 C.A C.A B B 0,00 0,00 B 0,00 B B 0,00 0,00 A A 60,00 60,00 C.GÜEMES C.GÜEMES A 15,00 12,00 60,00 C.GÜEMES A A 60,00 60,00 C.GÜEMES C.GÜEMES B B 0,00 0,00 B 0,00 B B 0,00 0,00 ANERA ANERA ANERA ANERA ANERA A A 60,00 60,00 COST COST A 42,00 60,00 COST A A 60,00 60,00 COST COST AS EN LAS EMPRESAS DE GENERA AS EN LAS EMPRESAS DE GENERA AS EN LAS EMPRESAS DE GENERA AS EN LAS EMPRESAS DE GENERA AS EN LAS EMPRESAS DE GENERA O O O O O B B 0,00 0,00 B 0,00 B B 0,00 0,00 A A 60,00 60,00 C.PUERT C.PUERT A 60,00 30,00 15,00 C.PUERT A A 60,00 60,00 C.PUERT C.PUERT CCIONIST CCIONIST CCIONIST CCIONIST CCIONIST .ASS. 9,00 CION DE A CION DE A CION DE A CION DE A CION DE A CCION CLASE CCION CLASE CCION CLASE CCION CLASE CCION CLASE A A A A A A \ A A \ \ A A A \ A \ A A \ A A \ \ A A CCIONES EN % CCIONES EN % CCIONES EN % CCIONES EN % CCIONES EN % ARTICIP ARTICIP ARTICIP ARTICIP ARTICIP P P P P P AL A AL A AL A AL A AL A T T T T T O O O O O CCIONIST CCIONIST CCIONIST CCIONIST CCIONIST A A T T EMPRESA EMPRESA A HOUSTON ARGENTINA S.A. CITICORP EQUITY INVEST.S.A. W S.A.LOS INVERTRAD S.A. HIDROANDES S.A.(CHILGENER) Argentina S.A. CHILQUINTA S.A. INTERNACIONAL PACIFICO ENDESA ARGENTINA S.A. 15,00 MAIPÚ INVERSORA S.A.INTER RIO HOLDING ESTABL. S.A.ENTERGY DUKE GÜEMES INC. 6,00 6,00 CEMAS CORPORATION ORMAS SAICIC 6,00 POLLEDO SAICyF BRITISH GAS OVERSEAS INV.LTD. FATLyF ARGON S.A. S.A. MALVICINO S.A. IATE FATLyF ELEPRINT S.A. S.A. INVERSORA CATALINAS LATIN TRADE ENERGY S.A. FATLyF S.A. IATE ELEPRINT S.A. S.A. IATE FATLyF S.A. IATE CMS Operating S.A. CMS Ensenada S.A. T SOC.COMERCIAL DEL PLATA SASOC.COMERCIAL DEL PLATA IBERDROLA S.A. THE ARGENTINE INVEST.CO. AMERICAS DEVELOPTCW DOMINION ENERGY Y COM.NEUQUEN COOP.S.PUB. INC. AES SAN NICOLAS, 15,00 9,00 EMPRESA A A T T EMPRESA EMPRESA

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EL CONTROL AMBIENTAMBIENTEL ALALAL Capítulo 7. EL CONTROL AMBIENTAL capítulo siete

Capítulo 7. EL CONTROL AMBIENTAL

El proceso de transformación del sector eléctrico argentino ha significado un cambio notable de la actitud de los integrantes del Mercado Eléctrico Mayorista, frente a su responsabilidad ambiental. Este cambio ha sido producido por diversos factores, entre los cuales se pueden señalar: la incorporación de obligaciones contractuales específicas de control ambiental en los pliegos de privatización y concesión de los servicios de generación, transporte y distribución de energía eléctrica; la fijación de estándares de emisión a la atmósfera de contaminantes, de cumplimiento obligatorio por parte de los generadores incorporados al MEM, o de los que se incorporen en el futuro, y la asignación al ENRE de facultades de contralor de todos los aspectos ambientales involucrados. También es indudable que esta coyuntura favorable está siendo motorizada por un cambio en la percepción e importancia que la sociedad en general ha otorgado a los temas ambientales en los últimos años.

La acción regulatoria ejercida por el ENRE ha sido favorecida por el esquema básico de funcionamiento del mercado eléctrico argentino y por la decisión tomada por la Secretaría de Energía de incorporar los contenidos ambientales, como uno de los aspectos más importantes a tener en cuenta por los operadores privados. Esta situación ha contribuido a que las empresas que participan en alguna de las etapas del negocio eléctrico, traten sus responsabilidades ambientales como integrantes intrínsecas de la gestión empresaria y promotoras de una imagen distinta frente a la demanda de la sociedad, hecho que se ha acentuado en el último semestre de 1995 debido, en gran parte, a la realización de las auditorías ambientales a las que se hará referencia más adelante.

Durante el período que cubre este informe, se ha combinado la tarea regulatoria con una labor de información y también de docencia de los contenidos para una adecuada gestión ambiental, iniciándose a apartir de 1996 una nueva etapa en la que la actividad del ENRE en este tema, incorporará la visión del mediano y largo plazo. Para ello se han preparado los términos de referencia para la elaboración de una propuesta de “Plan Director Ambiental” el que constituirá el eje de la definición

71 capítulo siete EL CONTROL AMBIENTAL

de un conjunto de programas, con un horizonte de cinco años. Debe señalarse que, si bien el período desde la iniciación de las actividades de control ambiental del ENRE - mediados de 1993 hasta la fecha - es pequeño en relación a los tiempos necesarios para mostrar grandes resultados, los obtenidos hasta el presente son muy alentadores e indicativos de la iniciativa que el sector eléctrico ha tomado en la gestión ambiental en el país.

Normativa de aplicación

La combinación de acciones de normatización ambiental reservadas por el Marco Regulatorio a la Secretaría de Energía junto con las de regulación asignadas al ENRE, constituyen la herramienta de gestión ambiental del sector eléctrico. El conjunto de normas ambientales que el ENRE aplica, está compuesto por las normas del sector eléctrico emanadas de la Secretaría, por las Resoluciones dictadas por el Directorio del Ente; por las normas ambientales nacionales, provinciales y municipales vigentes y por los Anexos de Control Ambiental incluidos en los Contratos de Concesión de la actividad de generación, transporte o distribución de energía eléctrica.

Los Artículos 16, 17 y 56, Inciso a e Inciso k, de la Ley 24.065, enumeran las principales obligaciones ambientales que deben observar los agentes del MEM, y las facultades del ENRE respecto a la seguridad pública y protección del medio ambiente. En el Decreto Reglamentario de la misma, se especifica que las normas de protección de cuencas hídricas y ecosistemas asociados, a las que alude el Artículo 17 de la Ley, se referirán a la infraestructura física, a las instalaciones y a la operación de los equipos de generación, transporte y distribución. El mismo Decreto, al reglamentar el Artículo 56, Inciso k, considera que las normas específicas a las que alude este inciso, son las leyes que se refieren a las reglas técnicas de seguridad vinculadas al objeto reglado por el mismo, las que deberán ser aplicadas por el ENRE.

De esta manera, el Marco Regulatorio ha dejado en manos de la Secretaría de Energía la responsabilidad normativa de la protección ambiental, y en manos del ENRE, la referente a los aspectos de seguridad pública. La responsabilidad de interpretar y vigilar el cumplimiento de toda la legislación es del ENRE y por lo tanto, está facultado para la aplicación de sanciones por el incumplimiento de la normativa vigente. En este sentido, el Artículo 77 de la Ley , establece los tipos de

72 EL CONTROL AMBIENTAL capítulo siete

penalidades aplicables a los terceros no concesionados - por ejemplo generadores térmicos - y el Artículo 78, a las que correspondería aplicar a los transportistas y distribuidores. Las Resoluciones de la Secretaría de Energía se refieren a: i) la aprobación de los manuales de gestión ambiental, a ser utilizados como referencia por quienes se hicieron cargo de instalaciones de generación hidráulica o térmica convencional durante el proceso de privatización, y para los que soliciten su incorporación al MEM, ii) la aprobación del manual de gestión ambiental aplicable a sistemas de transporte eléctrico de extra alta tensión; iii) el establecimiento de límites de emisión de contaminantes en chimeneas de las centrales térmicas y de las condiciones para su registro y iv) la incorporación de la documentación que avale el cumplimiento de los reglamentos ambientales como requisito para el pedido de autorización para su incorporación al MEM.

Las Resoluciones dictadas hasta el presente por el ENRE sobre los aspectos ambientales son: -La Resolución N° 32/94 (Anexo 5), que establece los contenidos mínimos de los Planes de Gestión Ambiental ( PGA ) que deben elaborar e implementar los agentes del MEM. -La Resolución N° 51/95 (Anexo 5), que interpreta los Artículos 17 y 56 Inciso k de la Ley 24.065 y establece como aplicables a los generadores incorporados al MEM, la legislación ambiental promulgada a nivel nacional y a nivel de la jurisdicción que corresponda a la ubicación de la central. Esta Resolución permite clarificar el procedimiento que el ENRE aplicará en caso de detectarse un incumplimiento de la normativa ambiental general, no emanada de la Secretaría de Energía. Esto resulta importante sobre todo para aquellos generadores integrantes del MEM que no hubieran surgido del proceso de privatización, sino incorporados a posteriori por propia iniciativa . -La Resolución N° 52/95 (Anexo 5), que establece que la aprobación de los PGA será realizada por el Directorio del ENRE; fija los plazos para la presentación ante el ENRE y establece los procedimientos aplicables en caso de incumplimiento.

Por otro lado, como parte integrante de los pliegos de licitación de las unidades de negocios con actividades de generación eléctrica por vía térmica o de concesión de aquellas de generación hidroeléctrica, se incluyó un Anexo de "Control Ambiental" en el que se establecieron las obligaciones a cumplir por cada una de ellas. Estas obligaciones estuvieron referidas a las características de la documentación y los plazos respectivos de presentación a la autoridad de aplicación, a partir de la fecha

73 capítulo siete EL CONTROL AMBIENTAL

de toma de posesión. Se fijaron además los requisitos mínimos de los registros ambientales que debían implementar y se establecieron plazos para solucionar los problemas ambientales más importantes, también a partir de la fecha de posesión.

En este punto corresponde aclarar que para el caso de los concesionarios de unidades de generación hidroeléctrica, los pliegos establecieron que la autoridad de aplicación en las cuestiones ambientales son, en algunos casos, organismos regionales, y, en otros, organismos provinciales. Esta asignación de funciones por vía de los decretos aprobatorios de los referidos pliegos de concesión constituye por el momento, una superposición de responsabilidades entre el ENRE y dichos organismos. Este hecho se ha salvado momentáneamente, coordinando las actividades de fiscalización para evitar duplicación de esfuerzos.

Para el caso de los transportistas, incluye tanto al transportista de extra alta tensión como los distribuidores regionales o troncales. La norma a aplicar está contenida en la Resolución S.E. N°137/92 , en su Anexo 16 , Apéndice B. Los requisitos para la gestión ambiental de estos agentes del MEM, con las modalidades propias de la actividad, son similares a las establecidas para los generadores. En este caso refiere como guía de preparación de la documentación ambiental a presentar al ENRE, la Resolución S.E. N° 15/92 y el Manual de Gestión Ambiental para Líneas de Extra Alta Tensión.

Para el caso de los distribuidores, las obligaciones ambientales están contenidas en los respectivos Contratos de Concesión, aprobados por la Resolución S.E. N° 170/ 92 y el Decreto 1.795/92.

Las Resoluciones del ENRE mencionadas, en especial las N° 32/94 y N° 52/95 aplicables a todo tipo de agente del MEM, han permitido solucionar algunas cuestiones de interpretación de la normativa mencionada en los puntos anteriores, aunque se reconoce que todavía deben precisarse, mediante resoluciones adicionales, otros aspectos que hacen a la operatoria de la regulación. En estos temas se está trabajando aprovechando la experiencia adquirida durante los dos años de gestión ambiental.

Las cuestiones jurisdiccionales se deberán resolver en una instancia superior y en el marco de acuerdos bilaterales, con cada una de las jurisdicciones involucradas. La jurisprudencia que ha generado el ENRE para el abordaje de cuestiones de arbitraje

74 EL CONTROL AMBIENTAL capítulo siete

entre distintos agentes del MEM , indica que la esencia de la gestión del Ente debe apuntar a la equidad entre todos los agentes incorporados al MEM como sujetos de la regulación.

En este sentido, con el debido respeto por la legislación ambiental vigente en cada jurisdicción, su competencia alcanza a todos los agentes incorporados al sistema eléctrico y reconocidos como tales. Con este criterio se ha dictado la Resolución ENRE N° 51/95 mencionada precedentemente.

Actividades desarrolladas por el ENRE a nivel de los generadores

La generación térmica

La etapa de generación y dentro de ésta la de generación térmica, fue a la que se destinó el mayor esfuerzo en el período que se informa. Durante el segundo semestre de 1993 se habían recibido y analizado gran parte de los Diagnósticos Ambientales que exigían los contratos de privatización de las Centrales. El resto fue entregado al ENRE durante el año 1994 y el primer semestre de 1995, a medida que se cumplía el plazo estipulado para ello. El grado de cumplimiento de este requisito puede considerarse bueno. La calidad de la información de dichos Diagnósticos ha sido muy variada, pero de nivel aceptable en general.

Los generadores que han solicitado a la Secretaría de Energía su autorización para ingresar al MEM, a posteriori de la promulgación de la Ley 24.065, realizan esa presentación a la Secretaría de Energía conjuntamente con el resto de la documentación solicitada por la Resolución S.E. N° 206/94 (Anexo 5).

A partir del dictado de la Resolución del Directorio del ENRE N° 32 / 94, mediante la que se precisaron los contenidos de los Planes de Gestión Ambiental (PGA), se recibieron las propuestas de las empresas generadoras, las que fueron analizadas y merecieron observaciones en la mayoría de los casos.

Las empresas generadoras debieron ajustar, a pedido del ENRE, los plazos y las actividades de remediación de los problemas ambientales detectados en los Diagnósticos. Los PGA así corregidos, fueron incorporados como antecedentes en las auditorías ambientales que se comentan más adelante y a partir del dictado de la Resolución ENRE N° 52/95 son aprobados, si correspondiere, por el Directorio del ENRE.

75 capítulo siete EL CONTROL AMBIENTAL

Las Auditorías Ambientales en las Centrales Térmicas se iniciaron en el mes de junio de 1995 y los informes de las mismas han permitido evaluar la correspondencia de la situación ambiental en cada Central, con las propuestas del PGA. Como se dijo al inicio de este Capítulo, en este año y medio de gestión se ha producido un cambio de actitud importante entre los generadores respecto al tema ambiental, lo que paulatinamente se va traduciendo en las propuestas de PGA recibidos.

Del conjunto de aspectos ambientales involucrados en la actividad de generación eléctrica por vía térmica convencional, el impacto de las emisiones a la atmósfera constituyó en este período el tema prioritario de vigilancia y control por parte del ENRE. En este sentido, las tareas fundamentales desarrolladas se dirigieron al monitoreo de las emisiones a la atmósfera en las centrales térmicas, con los objetivos de supervisar el cumplimiento de la legislación vigente por parte de los generadores y establecer las bases para la elección de indicadores de evolución de los aportes a la atmósfera, que realiza el parque de generación.

En esta primera etapa, las auditorías se realizaron en los generadores térmicos y para ello el conjunto de centrales integrantes del MEM fue desagregada según su ubicación geográfica y sus características, para asignarlas a distintos grupos consultores. Los informes de la primera serie de auditorías fueron recibidos a partir del mes de agosto de 1995. El ENRE ha diseñado estos controles ambientales como un primer paso en la estandarización y profundización de un procedimiento que tendrá continuidad en el futuro.

Los puntos principales analizados durante estas auditorías han sido los de manejo de residuos sólidos y semisólidos, de efluentes líquidos y de emisiones gaseosas; monitoreo ambiental; prevención de emergencias; permisos y habilitaciones y evaluación de los PGA presentados al ENRE .

Del análisis de los informes recibidos, los cuales fueron puestos en conocimiento de los auditados, puede decirse que, en general, las auditorías han detectado situaciones que merecían ser solucionadas y que, sin embargo, hasta ese momento, no habían sido encaradas por el generador. A partir de la notificación del informe, y presentado el descargo del auditado, se les solicitó la incorporación de las actividades de remediación a los Planes de Gestión Ambiental. Un denominador común de los informes, lo constituyó la ausencia de un Sistema de Gestión Ambiental en las empresas. Este proceso, iniciado por el ENRE durante 1995, ha permitido jerarquizar la consideración ambiental en el esquema de decisiones empresarias.

76 EL CONTROL AMBIENTAL capítulo siete

La generación hidráulica

Dentro de este grupo de generadores deben puntualizarse distintas situaciones. Las Centrales que originariamente operaban las empresas Agua y Energía Eléctrica S.E. e Hidronor S.A., fueron transferidas a empresas privadas con el carácter de concesionarios. En los pliegos de licitación para la adjudicación de estas concesiones, se incluyó también un Anexo Ambiental donde se indicaban las obligaciones que en este aspecto debía cumplimentar el concesionario. Debe señalarse que este proceso de privatización no ha concluido, ya que aún hay centrales en manos de AyEE.

Entre los compromisos incluidos en los contratos figuró: a) observar la legislación ambiental nacional, provincial y municipal durante el período de concesión, b) implementar y operar un sistema de monitoreo de las condiciones ambientales dentro del perímetro e informar a la autoridad de aplicación de sus resultados, c) desarrollar un programa de prevención de accidentes o emergencias durante todo el período de concesión y d) advertir a la autoridad de aplicación de todo hecho que pudiera alterar los ecosistemas relacionados.

La autoridad de aplicación para los aspectos ambientales es, en algunos casos, el Comité de Cuencas y en otros, la dependencia provincial competente. La autoridad de aplicación para los aspectos de Seguridad de Presa, es el Organismo Regional de Seguridad de Presas (ORSEP). Un caso particular lo constituyen los emprendimientos de Salto Grande y de Yacyretá, los que se rigen por tratados internacionales.

La responsabilidad del ENRE en este grupo de generadores es complementaria de la jurisdiccional y emana de la Ley 24.065 y su Decreto Reglamentario. A requerimiento del ENRE, los generadores hidráulicos han elaborado y propuesto sus respectivos Planes de Gestión Ambiental.

Acciones realizadas a nivel de los transportistas y distribuidores

Las obligaciones ambientales de los transportistas y distribuidores con las características propias de los sistemas que operan, son similares a la de los generadores. Más arriba en este Capítulo se han mencionado las Resoluciones aplicables a este grupo de agentes. Sus obligaciones provienen de las cláusulas contractuales, en el caso de aquellos que surgieron del proceso de privatización, y de las Resoluciones de la Secretaría de Energía y del ENRE, en todo el conjunto de agentes.

77 capítulo siete EL CONTROL AMBIENTAL

Debe señalarse que la gestión del ENRE ha sido más dificultosa con este grupo de agentes, tanto por lo novedoso de la temática aplicada a la actividad del transporte y distribución de energía, como porque los contratos no establecieron obligaciones precisas, como se hizo en el caso de los generadores.

La aplicación de las Resoluciones del Directorio del ENRE N° 32/94 y 52/95 permitió, en el segundo semestre de 1995, revertir una situación de falta de respuestas concretas, en una reacción positiva cuyos efectos se notarán durante 1996. A partir del próximo año se reforzará un programa de monitoreo de indicadores de calidad ambiental - nivel sonoro, campo eléctrico, campo magnético, radio interferencia - y de condiciones de seguridad pública como puestas a tierra y sistemas de protección de emergencias. Estas mediciones, que efectuarán los transportistas y distribuidores, serán auditadas por el ENRE mediante convenios con institutos universitarios especializados.

Estudios especiales

Se realizaron dos estudios sobre la calidad del aire en las cercanías de centrales térmicas en operación, específicamente en la Central Térmica de San Nicolás y en las Centrales Costanera, Puerto Nuevo y Nuevo Puerto. Estos estudios tuvieron objetivos distintos en el corto plazo, pero similares en el mediano plazo.

En efecto, en el mediano plazo los dos trabajos encarados permiten disponer de antecedentes del comportamiento de los contaminantes en la localización de las centrales y adquirir experiencia en el análisis del impacto de las emisiones gaseosas, que pueden ser de apoyo a la selección, en el futuro próximo, de herramientas de gestión tales como la utilización de modelos de difusión en la atmósfera. Sobre el particular, cabe señalar que los organismos reguladores ambientales de otros países, utilizan estos modelos con distintos propósitos: como herramienta predictiva en las evaluaciones de impacto ambiental de nuevos emprendimientos; como instrumento de regulación durante la operación normal de las centrales de generación y también como herramienta de análisis de situaciones puntuales de contaminación.

En esta línea de trabajo, se le solicitó a la Comisión Nacional de Energía Atómica la preparación de un Instructivo para la utilización de modelos predictivos en los estudios de evaluación de impacto ambiental. Esta propuesta de norma estuvo disponible en el curso del segundo semestre de 1995 y se puso a consideración de los interesados para que emitan su opinión.

78 EL CONTROL AMBIENTAL capítulo siete

Reuniones técnicas

Durante 1995 se organizaron conjuntamente con la Asociación de Generadores de Energía Electrica de la República Argentina (AGEERA) dos talleres de discusión de aspectos reglamentarios referidos a Técnicas de Medición de emisiones a la atmósfera y Metodología para la evaluación del impacto ambiental atmosférico. El primero de ellos se llevó a cabo el 10 de agosto y el segundo el 14 de diciembre. En ambos casos la convocatoria fue hecha a los generadores de energía por vía térmica y a los consultores que han realizado auditorías ambientales para el ENRE.

En las dos ocasiones, el ENRE puso documentos de trabajo a disposición de los asistentes, con el propósito de recibir los comentarios que le permitan avanzar en la formulación de normas de procedimientos. El ENRE ha recibido los comentarios correspondientes al primer documento y está trabajando en el proyecto de resolución respectivo. Con relación al segundo, se ha previsto la realización de una próxima reunión para fines de mayo de 1996, a fin de continuar el análisis de la propuesta.

Volumen de Contaminantes Totales año1995

45000 40000 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 Toneladas SO 2 NOx MP

79 capítulo siete EL CONTROL AMBIENTAL

Potencia Instalada al mes de diciembre de 1995 Nuclea r 6%

Turbinas a Gas 16%

Hidroeléctrica 47%

Turbo V apor 30%

Ciclo Combinado 1%

Generación 1995

Nuclear 12%

Importación 1%

Hidráulica 41%

Térm ica 45%

Autogener. 1%

Consumo de Combustibles en el año1995

Gas - Oil Fuel - Oil 0% 7%

Carbón 6%

Gas Nat. 86%

80 EL CONTROL AMBIENTAL capítulo siete

Volumen de Contaminantes SO2 año 1995

Turbo Gas 0%

Turbo Vapor 100%

Volumen de Contaminantes NOx año1995

Turbo Gas 24%

Turbo Vapor 76%

Volumen de Contaminantes MP año1995

Turbo Gas 1%

Turbo Vapor 99%

81

SEMINARIOS Y JORNADJORNADSEMINARIOS ASASAS Capítulo 8. SEMINARIOS Y JORNADAS capítulo ocho

Capítulo 8. SEMINARIOS Y JORNADAS

El Directorio del ENRE, teniendo en cuenta la importancia de las transformaciones que se llevan a cabo en el Sector Eléctrico y lo novedoso de su tratamiento, organizó diferentes eventos con el propósito de difundir y discutir esta temática. Estas acciones se llevaron a cabo en el ámbito provincial, nacional e internacional, en el orden cronológico que sigue:

Jornadas Jurídicas sobre Servicio Público de Electricidad

Estas Jornadas se realizaron en Buenos Aires, el 8 y 9 de junio de 1995, con el objetivo de analizar las normas que resguardan la calidad del servicio, la seguridad de las personas, e identificar las responsabilidades de las concesionarias frente a sus clientes. Si bien fueron abiertas, estuvieron especialmente dirigidas a los abogados de los cuerpos jurídicos de los Entes Reguladores, del sector público eléctrico nacional y provincial, y de los organismos con funciones protectoras de los intereses de los usuarios y consumidores

El temario de las jornadas estuvo centrado en el servicio público concesionado o concedido; la jurisdicción nacional en el sector eléctrico; la protección del usuario; la responsabilidad de los concesionarios frente al usuario; las funciones de los Entes Reguladores y las funciones regulatorias de los órganos o entes provinciales.

Seminario de Reestructuración y Regulación del Sector Eléctrico

Este Seminario, de carácter internacional, fue llevado a cabo con el auspicio del Banco Mundial y tuvo lugar el 8, 9 y 10 de noviembre de 1995. Contó con la participación de destacados reguladores, expertos y académicos de Argentina, Australia, Colombia, España, EE.UU (FERC y Estado de California), Noruega, Perú, Reino Unido y Suecia. Estas representaciones permitieron conocer las principales experiencias de países desarrollados y en desarrollo, lo que facilitó la

83 capítulo ocho SEMINARIOS Y JORNADAS

comparación de experiencias y la discusión desde diferentes ópticas, de los principales problemas de los segmentos de la industria eléctrica. Los problemas planteados y las propuestas de solución se dieron en el marco de un diálogo y debate intenso y fructífero. Las principales conclusiones a las que se llegó sobre el panorama general de la reestructuración en el sector eléctrico, se refirieron a los siguientes temas:

. La reforma en los países desarrollados obedeció a motivos diferentes que las de los países en desarrollo. En los primeros, generalmente se verifica un crecimiento relativamente bajo de la demanda, una oferta excedente de electricidad, la necesidad de aumentar la eficiencia, la competencia y bajar los precios del servicio. En los países en desarrollo, se observa una demanda excedente acompañada por altas tasas de crecimiento, servicios ineficientes, tarifas bajas e ingresos insuficientes para financiar la inversión.

. La experiencia demuestra que no hay un sólo modelo ni metodología de reforma, dado que éste depende de las condiciones iniciales, las características físicas, políticas, institucionales, legales y estructurales de los países y sus respectivos mercados.

. Más allá de las reformas de propiedad - pública o privada - se coincidió en que la reestructuración previa de la industria juega un papel fundamental, en sus diferentes segmentos competitivos - generación y comercialización - creando un mercado para la generación y dando a los consumidores acceso a este mercado y a los monopólicos.

. Se destacó la necesidad de tener en cuenta las señales adecuadas para la asignación eficiente de inversiones, a fin de evitar problemas de congestión, la expansión de la capacidad de transporte y el acceso abierto no discriminatorio en aquellos casos en los cuales no existen obligaciones de “common carrier”, y el incremento de la capacidad de generación, atendiendo al adecuado uso de los recursos y en condiciones de eficiencia productiva y económica.

. Se señaló la importancia que posee el sistema o estructura institucional de la regulación, cuando es complementada por legislación anti-monopólica y de promoción de la competencia, de justo comercio, ambiental y otros aspectos que contribuyen a aliviar la carga de las tareas del regulador.

. En cuanto a las formas de propiedad, se analizaron modelos de propiedad predominantemente estatal, como es el caso de Suecia y Noruega; mixto y en

84 SEMINARIOS Y JORNADAS capítulo ocho

transición, para España y Colombia; privados, como es el caso de Argentina, Chile, EEUU, Reino Unido, y en proceso de privatización, en Australia-Estado de Victoria y Perú. Se consideró también el caso del Estado de California predominantemente privado, aunque con algunas empresas municipales.

. Se analizó la comercialización como actividad competitiva.

Primera Jornada regional de Información y Análisis de la Regulación Eléctrica

Este encuentro tuvo lugar el día 15 de diciembre de 1995 en San Miguel de Tucumán y contó con el apoyo de la Dirección de Energía de la Provincia. Fue organizado con el objetivo de establecer una red de comunicación que permitiera intercambiar información y experiencias en el ámbito de la regulación eléctrica, en aquellas provincias que, paulatinamente, se van incorporando al proceso privatizador. En este sentido, convocó a actores y funcionarios del sector eléctrico de las Provincias de La Rioja, Catamarca, Salta, Jujuy, Santiago del Estero y Tucumán.

Los temas fundamentales tratados durante la Jornada se relacionaron con la reforma del estado; la privatización y transformación del sector eléctrico; el nuevo mercado eléctrico; el transporte y la distribución y la seguridad en las instalaciones.

El intercambio de información resultó particularmente significativo, ya que todas las provincias convocadas se encontraban en diferentes instancias del proceso privatizador, lo que motivó el planteo de situaciones diversas, permitiendo la participación de todos los sectores presentes. De hecho se constituyó en el punto de partida para futuros eventos de características similares.

85

LA GESTION ADMINISTRATIVTIVTIVAAA Capítulo 9. LA GESTION ADMINISTRATIVA capítulo nueve

Capítulo 9. LA GESTION ADMINISTRATIVA

Organización interna

Por Resolución ENRE N° 166/94 el Directorio aprobó, con carácter provisorio, la estructura orgánica del Ente. De esta manera se adecuó la primera organización, que fuera aprobada por Resolución ENRE N° 3/93, al mejor cumplimiento de los objetivos que se fueron desarrollando en el primer año de actuación. Teniendo en cuenta esta dinámica, el organigrama actual tiene carácter provisorio a fin de que en el futuro, y a partir de los resultados que se reflejen, se pueda determinar una estructura orgánica y funcional definitiva.

La estructura surgida de la Resolución ENRE N° 166/94, fue diseñada teniendo en cuenta la política del Ente de tratar los temas bajo su jurisdicción, en forma interdisciplinaria. Esta decisión está basada en la convicción de que esta metodología evita la secuencialidad en la gestión y se mejoran los tiempos y la calidad de los resultados.

El organigrama vigente contempla la existencia de áreas operativas y áreas de apoyo, estando las primeras constituidas por la creación de las Areas de Control de Contratos de Concesión de Servicios Públicos y de Mercados Eléctricos.

Presupuesto de los ejercicios de 1994 y 1995

El presupuesto del organismo se encuentra incluido en el Presupuesto General de Gastos y Cálculo de Recursos de la Administración Nacional, sancionado por la Ley N° 24.307 y su correspondiente Decreto de distribución del gasto. Al 31 de diciembre de 1994, la ejecución presupuestaria ascendió a $ 11.259.256.

Durante el mes de setiembre de 1994, se elevó al Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos el proyecto de presupuesto para el año de 1995. El mismo fue sancionado por Ley Nº 24.447 del Congreso de la Nación, por un monto de

87 capítulo nueve LA GESTION ADMINISTRATIVA

$15.558.088. Con posterioridad fue recortado por el Decreto N° 2.360/94 y por la aplicación del Decreto N° 290/95, con lo cual el presupuesto efectivo de 1995 fue de $13.223.000. La ejecución proyectada de este presupuesto, alcanza valores superiores al 90 %.

Tasa de fiscalización y control

De acuerdo con lo establecido por el Artículo 67 de la Ley 24.065, las empresas contribuyentes del Mercado Eléctrico Mayorista aportaron proporcionalmente y dieron lugar al cobro de la tasa de fiscalización y control que ascendió a $ 11.985.840, para 1994 . Cabe señalar que por Resolución ENRE N° 7/94, se aplicaron intereses compensatorios y punitorios a las empresas que excedieron los vencimientos fijados para el pago de la tasa, pero que el índice de cobrabilidad ha sido óptimo. Durante el año de 1995 el importe total de la tasa solicitada a las empresas contribuyentes fue de $ 13.100.000.

Balance anual

De acuerdo con lo establecido por el Artículo 63, Inciso f, y Artículo 64 de la Ley 24.065, el Ente confeccionó su Memoria y Balance del ejercicio irregular - nueve meses - del año de 1993, sometiéndolo al contralor externo que ejerce la Auditoría General de la Nación. El mismo resultó con dictamen favorable del citado organismo, con fecha 12 de setiembre de 1994.

La Memoria y Balance correspondiente al ejercicio cerrado al 31 de diciembre de 1994, se encuentra en poder de la Auditoría. Su dictamen se produciría en el primer trimestre de 1996.

Acuerdo con la Secretaría de Energía

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad ha celebrado un Convenio de Asunción de Préstamo con la Secretaría de Energía, destinado a financiar estudios y proyectos que merezcan la aceptación del Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF), por la suma de U$S 1.504.000. Se firmó el acuerdo, tomando en consideración las ventajas que ofrecen los intereses,

88 LA GESTION ADMINISTRATIVA capítulo nueve

los plazos de amortización y las demás condiciones financieras de carácter general que se desprenden del Acuerdo. Durante el ejercicio de 1995 ingresaron al ENRE fondos provenientes de este préstamo, para financiar proyectos por un importe superior a los U$S 300.000.

Contrataciones relevantes

El Ente ha celebrado, durante el período que cubre este Informe, contrataciones con diferentes instituciones públicas y privadas para el cumplimiento de los objetivos fijados en su Ley de creación. Estas contrataciones fueron la resultante de la política adoptada por el Directorio del ENRE, en cuanto a mantener como planta permanente, una dotación de personal mínima y calificada. En dichas contrataciones se ha dado lugar a la participación de Universidades Nacionales, Institutos de Investigación y la Sindicatura General de la Nación

Nueva sede

El Decreto N° 1398/92, reglamentario de la Ley 24.065, en su Artículo 55, faculta al Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos, a determinar y transferir al ENRE inmuebles de propiedad del estado para que se fije en ellos la sede del Ente.

En tal sentido, con fecha 19 de diciembre de 1994, se suscribió con la Subsecretaría de Administración de Bienes del Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos un boleto de compraventa, como principio de ejecución para la adquisición de los inmuebles sitos en la Avenida Eduardo Madero 1014/1020 de la Ciudad de Buenos Aires.

Por Resolución MEyOySP N° 271/95 se dio aprobación a lo actuado por la citada Subsecretaría, habiéndose firmado la escritura traslativa de dominio del inmueble en favor del ENRE ante la Escribanía General de la Nación, a fines del mes de agosto de 1995.

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CONCLCONCLCONCLUSIONESUSIONESUSIONES Capítulo 10. CONCLUSIONES capítulo diez

Capítulo 10. CONCLUSIONES

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad ejerce sus funciones conforme a los principios y a las disposiciones de la Ley 24.065, para que la actividad del sector se ajuste al cumplimiento de los objetivos contenidos en las políticas nacionales de abastecimiento, transporte y distribución de electricidad. El Marco Regulatorio es una Ley Nacional aprobada por el Congreso, lo que importa decir que el organismo cuenta con el más alto sustento institucional.

A partir de la vigencia de la Ley han comenzado a actuar calificados inversores y operadores nacionales e internacionales, lo que significaría que dicho marco dio las señales adecuadas para convocarlos, y que también contiene los elementos necesarios para dar respuestas acordes con las expectativas de unos y otros. Atento la dinámica que ha adquirido la prestación de servicios públicos, al incorporarse la competencia y al observarse en el mundo notables avances tecnológicos, está claro que es sobre el ENRE donde recae la responsabilidad de velar para que esas expectativas se vean satisfechas.

A partir de su transformación, hace apenas cuatro años, el mercado eléctrico argentino ha incorporado importantes actores que se desarrollan en un sector regulado a través de instrumentos legales que aseguran la competencia en los espacios donde resulta posible y establecen parámetros de control en los escenarios cautivos pero, en uno y otro caso, con conocimiento previo de quienes decidieron su incorporación al negocio eléctrico.

La introducción de la competencia, que mencionamos, se corresponde con mecanismos de señales económicas que privilegian la eficiencia en la gestión. Por otra parte, la regulación por resultados está encaminada a garantizar la vigencia de la normatividad establecida y de los contratos libremente pactados.

Este conjunto de disposiciones está diseñado para permitir una rentabilidad razonable a las empresas que operan eficientemente, porque la experiencia ha enseñado que éste es uno de los requisitos de una prestación satisfactoria para los usuarios.

91 capítulo diez CONCLUSIONES

La decisión transformadora fue tan fuerte y profunda que no sólo permitió una rápida transferencia de las unidades de negocio en todos los segmentos de la actividad a la iniciativa privada, sino que también facilitó la creación de nuevas empresas. De esta forma, el Estado promueve la competitividad de los mercados de producción y demanda de la electricidad, alentando las inversiones que aseguren el suministro a largo plazo.

Tal como se expresa en este informe, el primero de los objetivos del ENRE es «proteger adecuadamente los derechos de los usuarios» y toda su gestión está destinada, en última instancia, a la satisfacción de este objetivo. Ello conlleva, en una etapa primaria, a la «atención del usuario» que por otra parte no puede circunscribirse a recepcionar reclamos y evaluar consultas, tampoco a confeccionar un registro de las dudas e inquietudes que resultan de aspectos insatisfactorios de la prestación. Cuando un usuario reclama, interesa tanto brindarle una respuesta correcta, como poder identificar la falla técnica o el error de gestión que provocó la queja y exigir de la empresa que subsane el inconveniente y evite su reiteración. Por ello, el ENRE ejerce con intensidad los controles sobre la calidad de la prestación y penaliza rigurosamente las desviaciones, obligando a las empresas a multiplicar los recursos financieros, técnicos y de gestión en los tramos críticos donde recae la multa.

Por lo tanto, el ENRE verifica la adecuada calidad del servicio, vigila el comportamiento de los precios en todos los segmentos de la actividad y monitorea, a través de resultados, el desempeño de los concesionarios. De esta manera los induce a comportamientos previsibles que otorgan confiabilidad al servicio público de electricidad.

Pero el ENRE entiende que la voluntad del legislador ha sido procurar que los usuarios reciban un servicio de calidad creciente y costos decrecientes, tanto en el presente como en el futuro. Para que ello suceda debe verificarse un sutil y armónico entramado que también contemple los derechos de las empresas eficientes, a fin de obtener ingresos necesarios para atender los incrementos de la demanda y las mayores exigencias de calidad, al tiempo que percibir una retribución justa y razonable por el capital invertido.

En el presente informe se ha procurado especialmente describir, con algún grado de análisis, la manera en que, gradualmente, el mercado eléctrico comienza a adquirir madurez. Durante los dos primeros años se enfrentaron problemas graves pero

92 CONCLUSIONES capítulo diez

primarios: «los colgados» y «el fraude» son ejemplos de ello, así como una apreciable cantidad de reclamos sin atender o mal atendidos. Paulatinamente, ese tipo de problemas ha perdido intensidad y ahora el servicio eléctrico plantea al regulador temas de mayor complejidad, como los que corresponden a la función técnica del transporte, a los valores del peaje y a la correcta determinación de los beneficiarios en las ampliaciones de la capacidad de transporte.

Se advierte cuán rápidamente las innovaciones irrumpen en este mercado transformado y privatizado, y cómo las expectativas económicas enfrentan la diversidad de alternativas técnicas. Sin embargo, existe la seguridad de que, desde su insustituible perspectiva - la adecuada protección de los derechos de los usuarios - el ENRE viene articulando respuestas sobrias pero eficaces a los desafíos que frecuentemente convocan sus intervención. Este informe quiere ser un testimonio de ello.

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