Aporte técnico al sector eléctrico cooperativo
Nuestra Facultad participó recientemente en una serie de consultorías técnicas vinculadas al funcionamiento del sistema eléctrico en la provincia de Buenos Aires, a partir de requerimientos realizados por cooperativas y entidades agrupadas en APEBA (Asociación de Prestadores Eléctricos de la Provincia de Buenos Aires). El trabajo fue coordinado por el doctor en Economía Daniel Hoyos y abordó problemáticas regulatorias, tarifarias y financieras que afectan a los prestadores locales de energía.
Antes que nada, para comprender el alcance de las consultorías, Hoyos explica que el sistema eléctrico argentino experimentó profundas transformaciones durante la década de 1990. Hasta entonces, la prestación del servicio se encontraba mayormente en manos del Estado y organizada en torno a empresas públicas integradas verticalmente, responsables de la generación, el transporte y la distribución de la energía. En la provincia de Buenos Aires, este esquema comenzó a modificarse con reformas que culminaron en 1996 con la sanción de la Ley Provincial N.º 11.769, que estableció un nuevo marco regulatorio para el sector eléctrico.
Tal marco introdujo una reorganización de la cadena de valor del sistema eléctrico, separando claramente las actividades de generación, transporte y distribución. En el ámbito provincial surgieron grandes distribuidoras regionales —como EDEA y EDEN— que conviven con cooperativas eléctricas y otras entidades locales encargadas de la distribución en ciudades y zonas rurales. En este entramado también se destaca el caso particular de la Usina Popular y Municipal de Tandil, una sociedad de economía mixta única en la provincia.
En este contexto institucional, la determinación de las tarifas eléctricas resulta un elemento central del funcionamiento del sistema. Según explicó Hoyos, la tarifa de distribución se compone de dos elementos principales: por un lado, el costo de la energía adquirida en el mercado mayorista administrado por CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico); y por otro, el Valor Agregado de Distribución (VAD), que refleja los costos operativos de las distribuidoras locales para prestar el servicio a usuarios residenciales, comerciales e industriales.
La normativa vigente prevé que estos componentes se actualicen mediante dos mecanismos. Por un lado, ajustes periódicos de corto plazo vinculados a variables como la inflación o el precio mayorista de la energía. Por otro, revisiones estructurales más amplias, denominadas Revisiones Tarifarias Integrales (RTI), que deberían realizarse cada cinco años para recalcular la estructura tarifaria considerando inversiones, expansión de redes y mejoras tecnológicas. Sin embargo, en la provincia de Buenos Aires solo se concretó una revisión integral en 2017.
El escenario posterior estuvo marcado por intervenciones discrecionales sobre las tarifas que alteraron los mecanismos contractuales de actualización. Según el economista, este proceso generó un desfasaje creciente entre los costos reales de las distribuidoras y los ingresos provenientes de las tarifas. Como consecuencia, muchas empresas debieron reducir inversiones, postergar tareas de mantenimiento y enfrentar crecientes dificultades financieras, lo que impactó en la calidad del servicio y en la sostenibilidad del sistema.
En dicho contexto se desarrolló una de las principales líneas de trabajo de la consultoría realizada por esta Facultad. El equipo técnico estimó el Valor Agregado de Distribución en condiciones normalizadas de operación para prestadores locales como la Usina de Tandil y Coopelectric de Olavarría. El estudio implicó calcular los costos operativos necesarios para mantener niveles adecuados de calidad del servicio, proyectar inversiones futuras y considerar la actualización tecnológica requerida en un horizonte de cinco años.
Una segunda línea de intervención consistió en evaluar la viabilidad financiera de un plan de pago propuesto por una cooperativa para regularizar pasivos acumulados por la compra de energía en el mercado mayorista. En este caso, el trabajo de nuestra Facultad se orientó a analizar la consistencia del esquema de pagos con las proyecciones de ingresos, liquidez y solvencia de la entidad involucrada.
El tercer eje, de mayor alcance territorial, se desarrolló junto a cooperativas nucleadas en APEBA y tuvo como objetivo estimar los llamados “activos regulatorios”. El estudio comparó el esquema tarifario que efectivamente se aplicó en la provincia con el que debería haberse implementado según el marco regulatorio vigente. A partir de simulaciones económicas, el equipo calculó las diferencias acumuladas en el componente de distribución de la tarifa que percibieron las cooperativas y otros prestadores locales.
Para Económicas UNICEN, este trabajo representó también una experiencia significativa en términos institucionales. Además de aportar conocimiento técnico a un sector estratégico como el energético, permitió articular equipos interdisciplinarios de distintas áreas académicas y fortalecer la vinculación con actores productivos de diversas regiones de la provincia. En ese sentido, Hoyos destacó que este tipo de proyectos se alinea con la misión de la institución de contribuir, desde el conocimiento científico y profesional, a la resolución de problemas concretos que afectan el desarrollo económico y el funcionamiento del sistema productivo.