Distrocuyo, la empresa que entrega energía a las distribuidoras y grandes usuarios de Mendoza y San Juan, pidió una suba del 249% en la tarifa actual y la adopción de un mecanismo de actualización automática y mensual. Desde la empresa aclararon, en la audiencia pública que se desarrolló ayer para analizar la adecuación tarifaria del servicio de transporte de energía eléctrica, que el impacto en la factura será mínimo.
El director general y apoderado de Distrocuyo, Edgardo Fonoll, resaltó que, desde el inicio de la concesión, en 1995, sólo han tenido ingresos tarifarios adecuados en 8 años, del total de 29. Sumó que, desde agosto de 2019 a diciembre de 2023, el ENRE (Ente Nacional Regulador Eléctrico) les ha autorizado subas acumuladas del 507%, cuando en el mismo periodo el Índice de Precios al Consumidor aumentó 1375% y los costos de la empresa se incrementaron más de 1500%.
La distribuidora mayorista solicitó un aumento del 249% en 2024. Pero como dentro de la factura este componente no tiene un peso tan significativo, Fonoll detalló que, para un usuario con un consumo mensual de 450 kW/hora, que es el segmento que concentra mayor cantidad de clientes y que hoy está pagando unos $13 mil mensuales, el incremento sería de unos $140 adicionales mensuales (un 1% más en la boleta).
El importe que pagan los usuarios finales tiene diversos componentes: el precio de la generación de la energía (o valor estacional, que Nación va actualizando periódicamente), el costo del transporte desde los generadores a los distribuidores, el valor agregado de distribución (VAD, que en Mendoza define el Ente Provincial Regulador Eléctrico, aunque el Ejecutivo es el que termina de determinar el ajuste) y los impuestos.
El directivo resaltó que este impacto se debe contrastar con la importancia que tiene el sector del transporte, ya que una falla puede dejar sin suministro de energía a un elevado número de usuarios. Para explicarlo, indicó que han tenido un crecimiento de la demanda superior al 130%, mientras que sólo han podido incrementar en un 3% las líneas de la red de transmisión y un 17,5% la cantidad de transformadores.
Este desfasaje ha tenido consecuencias tanto en la posibilidad de renovar la infraestructura existente, como de ampliarla para responder al incremento de la demanda y de la generación, lo que provocó un desajuste entre la capacidad del sistema de transporte y el requerimiento.
“Esto nos lleva a una red saturada”, reconoció Fonoll, lo que afecta a los costos de operación, ya que no hay posibilidades de incrementar la generación solar, que es más económica y eficiente -porque esa energía que se podría generar no se puede ingresar hoy al sistema-, como tampoco es posible responder a nueva demanda; mucho menos acompañar, en las condiciones actuales, al crecimiento que es de esperar en los próximos años.
Por otra parte, no sólo no se ha podido ampliar el sistema, sino que se ha producido un envejecimiento de la estructura existente, lo que pone en riesgo las condiciones de confiablidad y calidad que debería tener (aunque el director general resaltó que hasta ahora han hecho un esfuerzo por mantener esos estándares).
En esta línea, desde la empresa consideran imprescindible también que se adopte un mecanismo de actualización de la remuneración automático y mensual, “que cumpla con el objetivo de mantener los ingresos tarifarios en términos reales”. Asimismo, solicitan que Cammesa (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) pague dentro del plazo establecido en la normativa, ya que los tiempos de pago se han ido extendiendo.
Sistema nacional “al límite”
En la apertura de la audiencia, el interventor del ENRE, Darío Arrué, recordó que el Ejecutivo nacional decretó la emergencia del sector energético -inicialmente, hasta el 31 de diciembre de 2024, pero fue extendida hasta el mismo día de 2025- y solicitó a la Secretaría de Energía que iniciara un programa de acciones para mantener en términos reales la evolución de los ingresos de la cadena de producción, transporte y distribución de energía eléctrica. Esto, de manera de que las empresas puedan cubrir las necesidades de operación, mantenimiento y reposición de las instalaciones.
Ese proceso, señaló, comenzó con la audiencia en la que los concesionarios de jurisdicción federal (Transener) o regional (Transba, Transco, Transpa, Transnea, Transnoa, Distrocuyo y el Ente Provincial de Energía del Neuquén) presentaron sus estimaciones de los recursos que necesitan para poder prestar el servicio público de transporte de energía eléctrica.
Por su parte, la subsecretaria de Planeamiento Energético de Nación, Mariela Beljansky, indicó en su presentación que el costo del transporte no fue trasladado al precio estacional de la energía y que, desde 2017, sólo ha habido dos traslados al usuario, con lo que fue creciendo el nivel de subsidio hasta alcanzar el 65% al 89% actual, según cada distribuidora.
La funcionaria explicó algunas particularidades del sistema de transporte energético en el país, el octavo más grande del mundo, en el que la demanda se concentra en el AMBA, pero la generación en zonas muy alejadas, como la Patagonia (eólica) y el NOA (hidroeléctrica y solar). Planteó que la capacidad de transporte está al límite, lo que impide la ampliación de estas modalidades de generación menos costosas y más amigables con el medio ambiente, y obliga a recurrir a la térmica, sin competencia, con el incremento de costos -y de emisión de gases de efecto invernadero- que esto supone.
Por otra parte, como el crecimiento del sistema de transporte no acompañó el incremento de la demanda, en gran parte del país está operando en condiciones en las que, frente a una mínima falla, va a colapsar. “Los transportistas no cuentan con el dinero suficiente para reponer, por ejemplo, la caída de una torre de alta tensión”, ilustró Beljansky. De ahí que consideró necesario ofrecer un panorama en el que los propios operadores realicen inversiones.
