El anteproyecto que propone el rediseño del sistema eléctrico cordobés fue presentado de manera oficial, la iniciativa legislativa contiene innovaciones sustanciales que se harán efectivas luego de un periodo de transición, apuntan a desregular la comercialización eléctrica, segmentar las funciones de la empresa provincial y anticiparse a futuros escenarios energéticos.

Los lineamientos generales de la reforma normativa energética ya habían sido informados a la opinión pública a comienzos del mes de Abril por el gobernador de la provincia, Juan Schiaretti, en respuesta a los reclamos populares por el precio de la energía, hace pocos días el ministro de Agua, Ambiente y Servicios Públicos de la provincia, Fabián López, encabezó el acto en el que se dio a conocer en el ámbito del CAPEC  –Consejo Asesor de Políticas Energéticas de Córdoba –  el documento completo con miras a ser elevado a la Unicameral provincial.

Los fundamentos enunciados como determinantes del cambio son diversos: reformular la empresa provincial de energía -EPEC-, ajustar la normativa a los nuevos paradigmas internacionales orientados hacia la eficiencia energética y las energías renovables, desafíos de desarrollo regional con metas a homogeneizar las tarifas, consumos crecientes, quita de subsidios, estructuras de gobernanzas más flexibles y la visión de crear un escenario energético proyectado hacia el año 2030, lo que supone, entre otros adelantos tecnológicos, redes inteligentes, vehículos eléctricos e internet de la energía y de las cosas.

Desde el punto de vista institucional, redefine los roles de las organizaciones y empresas del sector eléctrico, contemplando la existencia de entidades generadoras, transportistas, subtransmisoras, distribuidoras y comercializadoras. El Ejecutivo provincial, continúa siendo el poder concedente, la Secretaría de Energía Eléctrica mantiene sus funciones instrumentando las políticas energéticas de corto y largo plazo, y aunque se proclamó su remodelación, el Ente Regulador de los Servicios Públicos -ERSeP- conserva dentro de la órbita de su competencia, la regulación, fiscalización, control y resolución de conflictos.

Instituto de planificación

El anteproyecto establece la creación del Instituto de Planificación Energética (IPE), esta dependencia estará integrada exclusivamente por profesionales técnicos y funcionará con un consejo conformado por distintas organizaciones del sector. Tendrá a su cargo la elaboración de pronósticos de consumos de energía, la confección de los planes de expansión de la generación y la subtransmisión, la organización y ejecución de subastas internacionales de compra de energía, además instrumentará procedimientos de planificación centralizada a nivel provincial para promover el cuidado del medio ambiente a través de la instalación de parques de generación de energía de fuentes renovables, tales como eólicas, biomasa, biogás y pequeñas hidráulicas. Muchas de estas funciones actualmente son desarrolladas por el área técnica de EPEC.

Generadores múltiples

Con el fin de establecer estructuras tarifarias económicas para los usuarios finales sin alterar la ecuación financiera de los concesionarios, se busca la incorporación de nuevas tecnologías para que, de conformidad con la ley nacional 27.424, permita a los usuarios generar electricidad, intercambiando con la red de la distribuidora los saldos de energía, faltantes y sobrantes.

El nuevo marco tiene por el objetivo la integración natural de la generación distribuida cuyos costos son competitivos respecto de los precios de la energía, permitiendo una inversión rentable a los usuarios-generadores, de modo que mantengan inalterados los ingresos de las distribuidoras por la prestación de servicios de capacidad de red.

Transporte y Subtransmisión

El borrador del nuevo marco regulatorio especifica la distinción, transporte es la actividad regulada por el ENRE y coordinada por CAMMESA a nivel nacional, cuya expansión se decide por la normativa nacional, mientras que la subtransmisión se refiere al transporte provincial de energía, comprende a la infraestructura que conecta tanto a los generadores, al sistema de transporte de energía eléctrica nacional y a otros sistemas de subtransmisión con los sistemas de distribución. Dependerá del IPE el diseño y la expansión de las redes de subtransmisión.

Cabe señalar también que ésta será una actividad regulada por el ERSeP, requerirá un contrato de concesión, con exigencias en cuanto a condiciones de calidad y procedimientos para operar y mantener las redes e instalaciones, determinándose en el título habilitante, la retribución a cambio del servicio y las penalidades en casos de incumplimientos. Se propone aquí un sistema participativo que involucre a todos los agentes distribuidores de la provincia (EPEC y cooperativas). A criterio del ERSeP, se definirá al operador más conveniente para cada segmento de subtransmisión.

Distribución eléctrica

El texto la define como la actividad regulada de utilidad pública, consistente en recibir, transformar, conducir, medir y entregar energía eléctrica, en las condiciones de calidad establecidas por el ERSeP. La distribución es considerada un monopolio natural, con zonas geográficas de concesión exclusiva -ya sean de EPEC o de las cooperativas- , todos los usuarios ubicados en un área tienen que ser atendidos por el distribuidor de esa zona, no pueden saltearse el nivel de distribución y conectarse al nivel de subtransmisión. La única excepción se da cuando un gran usuario se convierte en un agente del MEM y compra directamente en el mercado mayorista.

Comercialización

La nueva propuesta regulatoria abre el juego a la presencia de un actor inédito en el sistema eléctrico provincial. Los comercializadores serán los únicos que podrán comprar la energía a los generadores o a otros comercializadores para revenderla a los usuarios. Además, pagarán el uso de la capacidad de red y los servicios prestados por el transporte, la subtransmisión y la distribución que utilicen sus clientes.

Están previstos dos tipos de comercializadores. Los comercializadores proveedores de última instancia (PUI) son los distribuidores que obligatoriamente asumen esa responsabilidad cuando les sea requerida por un usuario de su área de concesión. Los PUI deberán actuar de comercializadores no exclusivos, aplicando las tarifas de comercialización reguladas por el Ersep.

Mientras que los comercializadores libres, podrán competir en todo el territorio provincial, el ERSeP concederá las licencias para esta actividad que comprenderá la emisión de la factura al usuario, cobranza, atención de reclamos, comprar la energía al proveedor de su elección y venderla a un precio que no estará regulado, del mismo modo se admite un abanico de opciones mercantiles para el desarrollo de su actividad. Citamos a modo de ejemplo: podrá ofrecer cobertura de riesgo por variaciones de precio, mantener un precio constante independiente del valor del mercado, ofrecer energía que tenga origen exclusivo en fuentes renovables para satisfacción del consumidor ecológico, en consonancia le estará permitido firmar contratos con un generador de energía, construir una generadora de energía y a su propio riesgo operarla y mantenerla, etc.

Estrategia regulatoria

La adecuación del ordenamiento energético contempla la implementación de estrategias de regulación por incentivos, para fomentar en las empresas concesionarias a aumentar su eficiencia bajando los costos de prestación, buscando gradualmente una reducción de las tarifas en términos reales, con una rentabilidad razonable, acorde al riesgo que cada empresa enfrenta. Este mecanismo supone un cálculo previo de lo que se estima que son los costos, si la empresa consigue reducir sus costos – por ejemplo al implementar mejoras tecnológicas-, podrá utilizar ese beneficio (excedente en el caso de las cooperativas). Se utilizará una técnica econométrica de eficiencia comparada, entre empresas prestadoras de características homogéneas, de acuerdo a diferentes variables. De esta manera el proyecto procura sustituir a la regulación por costo del servicio (sumatoria de costos que luego se transfiere a los usuarios).

Tarifa única y fondo compensador

Con respecto a las tarifas, se prevé la aplicación de una tarifa única, tanto para el servicio de subtransmisión como para el de distribución. En ambos casos las fijará el ERSeP. Se instrumentará un sistema de transformación gradual desde las tarifas actuales de cada subtransmisor y cada distribuidor, hacia sus respectivas tarifas eficientes reguladas (se implementarán a través de porcentajes crecientes). Las diferencias serán niveladas mediante un fondo compensador.

En el día uno de vigencia de la nueva ley cada cooperativa tendrá la tarifa que aplicaba antes, por ejemplo, en las zonas rurales estas tarifas son altas porque los costos son elevados, mientras que la tarifa única será muy diferente, mucho más baja, el fondo compensador aportará la diferencia para cubrir los costos (eficientes, aprobados por el ERSeP). Aquellos que operan en mercados más rentables, aplicarán una tarifa en la que le estará sobrando el ingreso respecto de sus costos, en esos casos tendrán que aportar al fondo. En un comienzo el fondo va a ser reducido, por aplicación de sólo un mínimo porcentaje de la tarifa única, a medida que avance el porcentaje de la misma, el fondo crecerá en volumen.