La Secretaría de Energía de Argentina presentó el Balance energético y la evolución de los subsidios de la gestión de Mauricio Macri entre 2015 y 2019.
Según los balances, el gobierno recibió mercados mayoristas de energía intervenidos, tarifas de los servicios públicos congeladas y atrasadas, baja inversión, elevados subsidios energéticos, balanza comercial energética muy deficitaria y alidad de los servicios de transmisión y distribución afectada sustancialmente, para enfrentar el panorama energético, Mauricio Macri aplicó una política de normalización, transición y desarrollo.
El total de subsidios a la energía se redujo de 3,0% del PIB en 2015 a 1,4% en 2019 , pasando de 18. 961 millones a 5.954 millones de dólares, una disminución del 69% (electricidad -68%, gas -61% y petróleo -100%,). Tanto en gas como en electricidad, esto fue posible por el efecto conjunto de reducción del precio que recibe la oferta y al mismo tiempo un aumento de lo que paga la demanda.
+ Oferta. Para el conjunto de gas y combustibles alternativos el costo promedio cayó 22%, pasando de 6,0 USD/MMBTU en 2015 a 4,6 USD/MMBTU en 2019. Al mismo tiempo, el precio promedio pagado por la demanda total subió un 3%, de 3,5 USD/MMBTU a 3,7 USD/MMBTU. Este efecto de pinzas hizo que el subsidio unitario bajara de 2,5 USD/MMBTU a 1,0 USD/MMBTU y los subsidios totales pasaran de 5.640 millones de dólares a 2.216 millnes. La reducción del precio de la oferta se debió fundamentalmente al reemplazo de combustibles más caros (líquidos y GNL importado a más de 10 USD/MMBTU) por la mayor producción de gas doméstico.
+ La participación de estos combustibles más caros pasó del 24% en 2015 a sólo 5% en 2019 ( Este volumen fue desplazado por gas doméstico sin subsidios, cuyo peso aumentó de 43% a 67%, y a pesar de que el precio del mismo subió 37% (de 2,5 USD/MMBTU a 3,4 USD/MMBTU). También decreció del 21% al 17% la participación del gas doméstico subsidiado (principalmente Plan Gas en 2015 y Resolución 46/17 en 2019) y su precio promedio se redujo levemente de 7,3 USD/MMBTU a 7,0 USD/MMBTU (en 2020 y 2021 este valor continuará descendiendo a 6,5 y 6,0 USD/MMBTU, respectivamente).
+ Demanda. El aumento del precio se concentra en los segmentos residenciales y comerciales que tenían valores muy rezagados en 2015 (de 0,2 USD/MMBTU a 1,2 USD/MMBTU) y pasaron a valores similares a los otros segmentos (de 2,1 USD/MMBTU a 3,7 USD/MMBTU).
+ Los precios pagados por los usuarios industriales disminuyeron levemente (de 3,9 USD/MMBTU a 3,7 USD/MMBTU). El precio promedio pagado por los combustibles utilizados en las usinas eléctricas (incluyendo líquidos) bajó 22% desde 5,2 USD/MMBTU a 4,1 USD/MMBTU, considerando el fuerte efecto sustitución de combustibles líquidos y que incluye un aumento del precio pagado específicamente por el gas (incluyendo el importado), que aumentó de 2,8 USD/MMBTU a 3,8 USD/MMBTU
Para el caso de la electricidad, el precio promedio que recibe la oferta cayó 5%, pasando de 70 USD/MWh en 2015 a 67 USD/MWh en 2019. Por otro lado, lo recaudado de la demanda subió un 158%, de 18 USD/MWh a 46 USD/MWh.
En este caso, el fuerte aumento hizo que el subsidio unitario bajara de 52 USD/MWh a 20 USD/MWh y los subsidios totales pasaran de USD 11.812 millones a USD 3.737 millones La reducción del precio de la oferta se debió a la caída de la remuneración a la generación térmica (de 95 USD/MWh a 88 USD/MWh), la nuclear (de 120 a 96) y la renovable (de 136 a 93).
El aumento del precio pagado por la demanda se dio en los segmentos residencial (que pasó de 6 USD/MWh a 39 USD/MWh), comercial (de 10 a 42) e industrial (de 43 a 62, páginas 4, 5 y 6).
El bajo precio recibido por los productores locales de gas hasta el año 2012 (1,9 USD/MMBTU) fue la principal causante de la caída de la producción. A partir del inicio del Plan Gas en 2013, los magros precios pagados por la demanda fueron complementados por subsidios, que en 2015 llegaron a representar el 47% de lo percibido por los productores, totalizando un ingreso por ventas de 4,1 USD/MMBTU.
Ese precio total es similar en 2019, pero con una composición marcadamente diferente ya que los subsidios actuales (Resolución 46) representan solo el 16% de sus ingresos totales, mientras que lo pagado por la demanda genuina pasó de 2,2 USD/MMBTU a 3,4 USD/MMBTU, un aumento del 56% (página 8).
La Resolución 46 prevé una reducción del precio de referencia para calcular los subsidios, desde los 7,0 USD/MMBTU en 2019 a 6,5 USD/MMBTU en 2020 y 6,0 USD/MMBTU en 2021, por lo que el peso de los subsidios continuará descendiendo.
La fuerte reducción del precio de la canasta total de combustibles utilizados (de 6,0 USD/MMBTU a 4,6 USD/MMBTU, -22%) se debió fundamentalmente al reemplazo constante a partir del 2017 de combustibles más caros (líquidos y GNL importado), que representaban 24% del total en 2015, por gas doméstico más barato que ocupó ese espacio, pasando del 64% en 2015 al 84% en 2019
Un cambio importante ocurrido en estos cuatro años fue la disminución de la gran dispersión de precios entre los diferentes segmentos, existente en 2015. En aquel año se observaba un rango muy amplio con extremos máximos de 3,9 USD/MMBTU para la industria y mínimos de 0,8 USD/MMBTU para las distribuidoras (residencial y comercios). Es decir que existían precios casi cinco veces superiores para el mismo producto
En 2019 estas brechas han disminuido notoriamente, con un máximo de 4,0 USD/MMBTU para las exportaciones y mínimos de 3,0 USD/MMBTU pagado por los comercios, en una convergencia general al precio promedio de 3,4 USD/MMBTU En cuanto a los consumos residenciales (23% del total) la cobertura del total del servicio (incluyendo transporte y distribución) ha aumentado notablemente, pasando del 13% en 2015 al 66% en 2019. Vale la pena diferenciar lo que ocurre en la región patagónica, la Puna y Malargüe —que pasó de una cobertura de apenas 4% al 27%— del resto del país, en donde la cobertura aumentó del 18% al 86%.
En cuanto a la generación de energía eléctrica, en estos cuatro años se construyeron e inauguraron 29 centrales térmicas y se terminaron otras 12 que estaban en obra, aumentando la potencia instalada un 28%. La Central Nuclear Embalse volvió a entregar energía e incrementó su potencia un 6%, como consecuencia del proyecto de extensión de vida útil que se inició en 2016. Las reservas del sistema en el pico de demanda pasaron del 1,5% (nivel peligrosamente crítico) en 2016 al 10,3% en el récord de demanda de potencia de 2018. El aumento de la generación renovable se destaca pasando de menos del 2% a más del 7% de la energía eléctrica demandada. Las nuevas centrales térmicas y ampliaciones de las existentes fueron las que más contribuyeron al aume to de la potencia disponible. La recomposición tarifaria y la recesión económica, por su parte, disminuyeron la demanda, que en 2019 fue 2% menor a la de 2015.
El precio del gas doméstico utilizado en la generación de energía eléctrica experimentó subas en 2016 y 2017, pero que luego fueron revertidas en 2018 y 2019, llegando a valores similares a los del 2015
Ámbito
El Ministerio de Hacienda aprobó directivas para el Plan de Expansión del Sistema de Transporte de energía eléctrica 2019-2023, a partir de obras en las provincias de Buenos Aires, Chaco, Chubut, La Rioja y San Juan.
El Ministerio de Hacienda aprobó los proyectos de ampliación a incluir en el Plan de Expansión del Sistema de Transporte de energía eléctrica 2019-2023, a partir de obras en las provincias de Buenos Aires, Chaco, Chubut, La Rioja y San Juan.
Lo hizo a través de la resolución 41/2019 de la Secretaría de Recursos Renovables, publicada en el Boletín Oficial.
La misma instruyó a la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica a llevar a cabo todos los actos que resulten necesarios a efectos de realizar las ampliaciones previstas, como parte del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, efectuando las gestiones necesarias para obtener el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública y realizar el Concurso Público de esas obras.
En forma alternativa, la Unidad Ejecutora asumirá las funciones de Órgano Iniciador Institucional de Ampliaciones previstas en el marco regulatorio, incluyendo elevar a la Secretaría de Recursos Renovables para su consideración las propuestas técnicas, económicas, de financiamiento y regulatorias que estime convenientes.
Asimismo, esta misma dependencia efectuará una revisión de aquellos proyectos y estudios preexistentes identificados como necesarios para el mediano y el largo plazo, a fin de presentar una propuesta de factibilidad a la Secretaría para su consideración.
Para los proyectos resultantes según corresponda, la Unidad gestionará ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública de tales ampliaciones.
Además, será la encargada de recibir y concentrar todos aquellos proyectos de transmisión de energía eléctrica, en extra alta tensión y por distribución troncal, que pudieran presentarse; o bien proponer nuevos proyectos alternativos, y de solicitar a quienes corresponda la información necesaria y suficiente para realizar los estudios y revisión de los mismos, informando periódicamente a la Secretaría los resultados obtenidos.
La resolución también instruyó a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (Cammesa) a remitir a la Unidad Especial los antecedentes e informes de aquellos proyectos de infraestructura incorporados al Fideicomiso de Obras de Transporte para el Abastecimiento Eléctrico (FOTAE), a efectos de ser analizados y considerados para su eventual inclusión en el marco del Plan de Expansión del Sistema de Transporte 2019-2023.
Ciudad de Buenos Aires, 17/11/2019
Visto el expediente EX-2019-94686134-APN-DGDOMEN#MHA, y
CONSIDERANDO:
Que la energía eléctrica constituye un insumo fundamental para una adecuada calidad de vida de los habitantes y el desarrollo de la economía, cuyo abastecimiento a mínimo costo y con adecuadas condiciones de calidad y seguridad es uno de los objetivos principales que persigue el Marco Regulatorio Eléctrico integrado por las leyes 15.336 y 24.065 y normativa complementaria.
Que dicho Marco Regulatorio prescribe, razonablemente y con carácter general, que el precio a pagar por la demanda en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) debe ser suficiente para satisfacer el costo económico de su abastecimiento tanto de energía eléctrica (productos energía y potencia), como de transporte (servicios de transmisión y transformación) requiriendo de políticas activas por parte de la autoridad regulatoria a efectos de garantizar el adecuado funcionamiento del sistema.
Que la evolución natural de las redes de transporte de energía eléctrica tiende a su mallado, lo que ha sucedido en los Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica concesionados en nuestro país, especialmente en el sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión.
Que el mallado de los sistemas de transporte de energía eléctrica, conduce a que sus usuarios deban responsabilizarse en forma conjunta de sus costos, tanto de operación y mantenimiento como de expansión, perdiendo significación el enfoque de responsabilidad en función del beneficio aplicable a los sistemas radiales.
Que mediante la resolución 7 del 26 de marzo de 2019 de la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico dependiente de la Secretaría de Gobierno de Energía del Ministerio de Hacienda (RESOL-2019-7-APN-SRRYME#MHA), y complementarias, se aprobó la metodología de distribución del costo de expansión de las instalaciones afectadas al Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y al Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Que la experiencia internacional y los resultados obtenidos en la aplicación de la normativa nacional preexistente, hicieron conveniente recurrir a un enfoque basado en la planificación de la expansión que permitiera capturar las economías de escala asociadas a las redes de transmisión y brindara el dinamismo y la confiabilidad que ese servicio requiere para acompañar a la expansión de la oferta y de la demanda de energía eléctrica.
Que la República Argentina se encuentra abocada a un proceso de optimización de su matriz energética, adecuándose al uso y desarrollo de fuentes de energía alternativas y de nuevas tecnologías.
Que una adecuada planificación de la expansión permitirá preservar la confiabilidad y seguridad en la operación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica y el adecuado abastecimiento de la demanda, optimizando de esa manera los costos que ello implica y evitando recurrir al uso de generación de mayor ineficiencia.
Que un proceso de planificación de la expansión del transporte eléctrico permitirá impulsar el desarrollo económico nacional y regional, incluyendo la posibilidad de interconexión con los sistemas eléctricos de los países vecinos, permitiendo la integración eficiente de los mismos.
Que mediante el artículo primero de la citada resolución 7/2019, se sustituyó el Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, por el texto incluido en el anexo I de dicho acto.
Que en el artículo decimoquinto del texto vigente del Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, se estableció la necesidad de contar con un “Plan de Expansión del Sistema de transporte”, a elaborar, aprobar y publicar por la autoridad regulatoria del MEM.
Que el artículo citado en el considerando precedente también establece que la autoridad regulatoria del MEM definirá un Órgano Iniciador Institucional de Ampliaciones (OIA) que podrá solicitar dar inicio a una Ampliación de la Capacidad de Transporte por Concurso Público.
Que mediante la resolución 293 del 24 de mayo de 2019 de la Secretaría de Gobierno de Energía (RESOL-2019-293-APN-SGE#MHA) se facultó a la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE) a actuar en carácter de Iniciador Institucional y/o Ente Contratante del Sector Público Nacional, en el marco de los procesos de ampliaciones del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y Distribución Troncal del Marco Regulatorio Eléctrico, incluyendo los efectuados mediante la ley 27.328, y sus normas reglamentarias y complementarias, según le instruya la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico.
Que la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica, organismo con funciones eminentemente técnicas, presta asesoramiento y soporte a esta secretaría tanto en la planificación e ingeniería de proyectos, como en la contratación, financiamiento y en el seguimiento de la ejecución de las obras de transporte de energía eléctrica que se llevan a cabo y en los aspectos de índole económico y regulatorio.
Que con relación a las ampliaciones en los sistemas de extra alta tensión en quinientos kilovoltios (500 kV) y obras complementarias a realizar en el Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión, se entiende conveniente establecer que la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica, tenga a su cargo las funciones de OIA.
Que en relación a las ampliaciones en diversos niveles de tensión, dicha unidad asistirá a la Autoridad Regulatoria en la selección de la entidad que podrá actuar como OIA.
Que en relación con las solicitudes de incorporación de ampliaciones impulsadas por cualquier modalidad, no previstas en el Plan de Expansión del Sistema de Transporte, deberán ser remitidas a la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica, quien podrá someter a consideración de esta secretaría su inclusión en dicho Plan, de contar las mismas con documentación técnica y económica respaldatoria suficiente, sugiriendo asimismo, en base a los análisis efectuados, la modalidad que estime más conveniente para dar recomendación a incorporar dicha ampliación.
Que dicha unidad podrá proponer a esta secretaría adecuaciones o modificaciones del Plan que pudieran resultar convenientes, justificados como consecuencia de cambios en las condiciones que fueron tomadas como hipótesis o bien en los parámetros considerados para su diseño.
Que mediante la resolución 81 del 7 de marzo de 2019 de la Secretaría de Gobierno de Energía (RESOL-2019-81-APN-SGE#MHA) se llamó a licitación pública nacional e internacional con el objeto de contratar la construcción de la “Línea de Extra Alta Tensión 500 kV E.T. Río Diamante – Nueva E.T. Charlone, Estaciones Transformadoras y obras complementarias en 132 kV”, el cual comprende la interconexión eléctrica en 500 kV E.T. Río Diamante – E.T. Charlone y obras complementarias bajo el régimen de la ley 27.328 y su decreto reglamentario 118 del 17 de febrero de 2017.
Que mediante la resolución 8 del fecha 26 de marzo de 2019 de esta Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico (RESOL-2019-8-APN-SRRYME#MHA) se calificó como obra de ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica a la obra denominada “Estación Transformadora de 500/132kV 1 x 300 MVA en LAT 500 kV entre la ET Puerto Madryn y ET Santa Cruz Norte”, instruyendo al Comité Administrador del Fondo Fiduciario Para el Transporte Eléctrico Federal (CAF) a asumir las funciones de Iniciador Institucional.
Que tales proyectos de infraestructura de Transporte de Energía Eléctrica, de relevancia para el SADI, ya iniciaron el proceso para la obtención del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública y se encuentran incorporados al Plan que se aprueba mediante la presente.
Que la Secretaría de Gobierno de Energía, mediante el artículo 1°, numerales a) y o), de su resolución 65 del 28 de febrero de 2019 (RESOL-2019-65-APN-SGE#MHA), ha delegado en esta secretaría su carácter de Autoridad Regulatoria MEM, así como sus competencias respecto a los proyectos de ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica que se ejecutan a través del Fondo Fiduciario del Transporte el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) y a través del Fideicomiso Obras de Transporte para el Abastecimiento Eléctrico (FOTAE), como también en relación con los nuevos proyectos que se inicien bajo cualquier modalidad de contratación y financiamiento, incluyendo aquellos previstos en la ley 27.328 de Contratos de Participación Público – Privada.
Que bajo la coordinación de esta secretaría, se ha desarrollado una tarea conjunta con el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA), el Comité de Administración del Fondo Fiduciario del Transporte Eléctrico Federal (CAF) y la UESTEE, contando también con la colaboración de los Concesionarios de Transporte Eléctrico y otros actores del mercado, a efectos de la elaboración de dicho Plan de Expansión del Sistema de Transporte, sustentado en estudios y documentación de referencia elaborados por las distintas entidades.
Que dicha tarea se ha realizado contando con el apoyo técnico de una consultoría internacional, desarrollada en el marco de los programas de financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
Que dicho Plan reconoce los tiempos en que se plantean las necesidades de expansión de los sistemas, considerando al efecto una “Etapa de Corto Plazo”, destinada a cubrir las ampliaciones que se requieren dentro de los primeros dos (2) años a partir de su vigencia, una “Etapa de Mediano Plazo” cubriendo los años entre el tercero y el quinto y una “Etapa de Largo Plazo”, destinada a las ampliaciones que sean previsibles entre el sexto y el décimo año, en ambos últimos casos, también desde su vigencia.
Que se ha previsto efectuar una revisión periódica de dicho Plan de Expansión del Sistema de Transporte, a realizar cada dos (2) años, a efectos de reconocer e incorporar los cambios resultantes de la evolución de la demanda y de la oferta, pudiendo la Autoridad Regulatoria solicitar que dicha revisión sea realizada en la oportunidad que ésta determine como conveniente.
Que a esos efectos debe tenerse presente que las ampliaciones incluidas en la Etapa de Corto Plazo del Plan, deberán ser consideradas de ejecución recomendada, atento ser dicho plazo semejante a los períodos estimados para la construcción de las mismas o de algunas centrales de generación, resultando así ampliaciones cuya conveniencia no se verá afectada por la evolución de la demanda o la oferta.
Que en relación con las ampliaciones que pudieren estar identificadas como necesarias en el Mediano y Largo Plazo, resulta conveniente efectuar una revisión de aquellos proyectos y estudios preexistentes, a fin de presentar una propuesta de factibilidad a esta secretaría para su aprobación e inclusión eventuales en dicho Plan, y luego elaborar y disponer de toda la documentación requerida para gestionar ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública de la Ampliación, en los términos del artículo 11 de la ley 24.065.
Que para aquellos proyectos que resulten recomendados como necesarios en el Largo Plazo, su formulación será orientativa y tal como aquellos previstos en el Mediano Plazo, podrán ser considerados para su revisión en los procesos definidos para tales efectos.
Que dicho Plan detalla las ampliaciones identificadas durante el proceso de planificación realizado, las cuales se incluyen en la presente resolución como anexo.
Que en relación con el financiamiento de las distintas ampliaciones incluidas en el Plan de Expansión del Sistema de Transporte se prevé tanto el financiamiento privado mediante el denominado Contrato de Construcción, Operación y Mantenimiento (Contrato COM) del Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación y los Contratos de Participación Público – Privada, regulados por la ley 27.328, así como el financiamiento con fondos fiduciarios tales como el FFTEF, el FOTAE o mediante aportes del Tesoro Nacional, de las provincias o desde organismos multilaterales de crédito.
Que para aquellos proyectos que propendan al desarrollo socioeconómico de las distintas regiones, resulta fundamental la participación de las provincias en el financiamiento de los mismos, tomando como antecedente el trabajo conjunto realizado entre esta secretaría y el CFEE, a partir de la recomendación 1/2019 efectuada en el plenario 151 de dicho organismo.
Que la Dirección General de Asuntos Jurídicos de la Secretaría de Gobierno de Energía del Ministerio de Hacienda ha tomado intervención que le compete.
Que las facultades para el dictado del presente acto surgen de lo dispuesto por el artículo 1° de la resolución 65 del 28 de febrero de 2019 de la Secretaría de Gobierno de Energía dependiente del Ministerio de Hacienda (RESOL-2019-65-APN-SGE#MHA).
Por ello,
EL SECRETARIO DE RECURSOS RENOVABLES Y MERCADO ELÉCTRICO
RESUELVE:
ARTÍCULO 1°.- Aprobar los Proyectos de Ampliación a incluir en el Plan de Expansión del Sistema de Transporte 2019-2023 en 500 kV y obras complementarias Etapa I, identificada como TransportAR 1, que como Anexo (IF-2019-102727966-APN-DGCLE#MHA) forma parte integrante de esta resolución.
ARTÍCULO 2°- Instruir a la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE) a llevar a cabo todos los actos que resulten necesarios a efectos de realizar las ampliaciones previstas en la Etapa I del citado Plan, como parte del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, efectuando las gestiones necesarias para obtener el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública previsto en el artículo 11 de la ley 24.065 y realizar el Concurso Público de esas obras, de conformidad con lo indicado en el título III del Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, aprobado por el decreto 2743 del 29 de diciembre de 1992.
En forma alternativa, según instruya esta secretaría, la UESTEE efectuará tal tramitación en el marco de la ley 27.328 y el anexo 19 de los “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista” (Los Procedimientos) aprobados como anexo I a la resolución 61 del 29 de abril de 1992 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica dependiente del ex Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos, sus modificatorias y complementarias.
Asimismo, asumirá las funciones de Órgano Iniciador Institucional de Ampliaciones (OIA) previstas en el Marco Regulatorio, incluyendo elevar a esta secretaría para su consideración, las propuestas técnicas, económicas, de financiamiento y regulatorias que estime convenientes.
ARTÍCULO 3°- Instruir a la UESTEE a efectuar una revisión de aquellos proyectos y estudios preexistentes identificados como necesarios para el Mediano Plazo – Etapa II - y Largo Plazo –Etapa III -, a fin de presentar una propuesta de factibilidad a esta secretaría para su consideración. Dichas etapas se denominarán TransportAR 2 y 3, respectivamente.
Asimismo y para los proyectos resultantes según corresponda, gestionará ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública de tales ampliaciones, en los términos del artículo 11 de la ley 24.065.
ARTÍCULO 4°- Establecer que la UESTEE será la encargada de recibir y concentrar todos aquellos proyectos de transmisión de energía eléctrica, en extra alta tensión y por distribución troncal, que pudieran presentarse, o bien proponer nuevos proyectos alternativos, y de solicitar a quiénes corresponda la información necesaria y suficiente para realizar los estudios y revisión de los mismos, informando periódicamente a esta Secretaría los resultados obtenidos.
ARTÍCULO 5°- Instruir a la UESTEE y al Comité de Administración del Fondo Fiduciario del Transporte Eléctrico Federal (CAF) a realizar un trabajo de coordinación conjunto a efectos de proponer a esta secretaría, mecanismos alternativos de financiamiento de aquellos proyectos de transmisión de energía eléctrica que propendan al desarrollo socioeconómico de las jurisdicciones provinciales y que puedan contemplar aportes de éstas.
ARTÍCULO 6°.- Instruir a Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) a remitir a la UESTEE los antecedentes e informes de aquellos proyectos de infraestructura incorporados al Fideicomiso de Obras de Transporte para el Abastecimiento Eléctrico (FOTAE), a efectos de ser analizados y considerados para su eventual inclusión en el marco del Plan de Expansión del Sistema de Transporte 2019-2023.
ARTÍCULO 7°- Requerir al ENRE, a CAMMESA, al Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE), al CAF, a la Comisión de Obras Res. N° 1/2003 y a las Concesionarias de Transporte Eléctrico, toda la colaboración necesaria a la UESTEE a efectos de cumplir en tiempo y forma con los objetivos establecidos en esta resolución.
ARTÍCULO 8°- Esta resolución entrará en vigencia a partir del día de su publicación en el Boletín Oficial.
ARTÍCULO 9°- Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. Juan Antonio Garade
NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-
e. 20/11/2019 N° 88861/19 v. 20/11/2019
Fecha de publicación 20/11/2019
