Sector eléctrico en Argentina

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Argentina: Sector eléctrico
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Datos
Cobertura eléctrica (2003)	96%(total), 70%(rural); ((promedio total en ALyC en 2007: 92%)
Continuidad del servicio	5,25 h de interrupción por usuario y año
Capacidad instalada (2008)	26 GW
Porcentaje de energía fósil	54%
Porcentaje de energía renovable	41% (incluidas las grandes generadoras hidroeléctricas)
Emisiones de GEI de la generación eléctrica (2003)	20,5 Tm de CO2
Consumo medio de electricidad (2005)	2,368 kWh per cápita
Pérdidas en distribución (2005)	13,6%; (promedio en ALyC en 2005: 13,6%)
Consumo residencial (% del total)	29%
Consumo industrial (% del total)	43%
Consumo comercial y público (% del total)	26%
Tarifa residencial media (US$/kWh, 2004)	0,0380; (promedio en ALyC en 2005: 0,115)
Tarifa industrial media (US$/kWh, 2006)	medio: 0,0386 (promedio en ALyC en 2005: 0,107)
Inversión anual en electricidad	n/d
Porcentaje de autofinanciación de las empresas de energía	n/d
Porcentaje de financiación gubernamental	n/d
Porcentaje de financiación privada	n/d
Instituciones
Sector desagregado	Sí
Porcentaje del sector privado en la generación	75%
Porcentaje del sector privado en la transmisión	0%
Porcentaje del sector privado en la distribución	75%
Suministro competitivo a grandes usuarios	Sí
Suministro competitivo a usuarios residenciales	No
Cantidad de proveedores del servicio	3 distribuidoras principales: Edenor, Edesur y Edelap
Responsable de la transmisión	Transener
Responsable de la regulación	Ente nacional (ENRE) y organismos provinciales
Responsable de la fijación de políticas	Secretaría de Energía
Responsable de energía renovable	DPROM
Responsable de medio ambiente	Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable
Ley del sector eléctrico	Sí (1991)
Ley de energía renovable	Sí (1998, modificada en 2007)
Operaciones MDL relativas al sector eléctrico	3 proyectos MDL registrados; reducción anual de emisiones de CO2e en 673.650 Tm

El sector eléctrico en Argentina constituye el tercer mercado energético de América Latina. Depende principalmente de la generación térmica (~57% de la capacidad instalada) y de la generación hidroeléctrica (~39%).^[1] Las nuevas tecnologías de energía renovable están muy poco explotadas. El país aún tiene un gran potencial hidroeléctrico sin explotar. Sin embargo, la generación térmica predominante por combustión de gas natural está en riesgo debido a la incertidumbre sobre el abastecimiento futuro de gas.

Ante la creciente demanda de electricidad (más del 6% anual) y los márgenes de reserva cada vez menores, el gobierno de Argentina está en proceso de encargar grandes proyectos, tanto en el sector de la generación como en el de la transmisión. Se estima que para satisfacer la demanda creciente se necesitará aumentar la capacidad de generación en 1.000 MW por año. Una cantidad importante de estos proyectos es financiada por el gobierno mediante fideicomisos, mientras que la iniciativa privada aún es limitada ya que no se ha recuperado del todo de los efectos de la crisis económica argentina (1999-2002). La necesidad de aumentar las bajas tarifas residenciales actuales, que habían sido congeladas como respuesta a la crisis, sigue siendo un problema político controvertido sin resolver.

Las reformas impuestas a principios de la década de los 90 dividieron el sector eléctrico en generación, transmisión y distribución. La generación tiene lugar en un mercado competitivo y mayormente liberalizado, con el 75% de la capacidad de generación en manos de compañías privadas. Por el contrario, los sectores de la transmisión y la distribución están altamente regulados y son mucho menos competitivos que el sector de la generación.

Suministro y demanda de electricidad

Capacidad instalada

En Argentina existen dos sistemas interconectados principales: el SADI (Sistema Argentino de Interconexión), que cubre las zonas norte y central del país, y el SIP (Sistema Interconectado Patagónico), que cubre el sur del país. Ambos sistemas están integrados desde marzo de 2006.^[2]

Las generadoras térmicas alimentadas a gas natural (TGC) son la principal fuente de generación de electricidad de Argentina. La capacidad nominal instalada en 2006 era de 24.046 MW,^[3] de los cuales el 54% corresponde a generación térmica, el 41% a generación hidroeléctrica y el 4% a generación nuclear, mientras que menos del 0,1% corresponde a fuentes renovables.^[4] Sin embargo, es probable que este escenario de predominio del gas sufra cambios debido al agotamiento del gas como consecuencia de los "cuellos de botella" en exploración y producción (E+P) y en la capacidad de los gasoductos. La producción de gas disminuyó por primera vez en 2005 (-1,4%) y las reservas de gas cayeron hasta diez años de consumo hacia fines de 2004 (desde un promedio de 30 años en la década de los 80).^[5] No obstante a fines de 2010 se anunciaron los hallazgos de dos importantes yacimientos -luego de varios meses de nuevas exploraciones en Loma de la Lata, provincia de Neuquén-, el primero un megayacimiento oficializado por Repsol-YPF y el segundo por las empresas públicas nacional ENARSA y provincial Gas y Petróleo Neuquén, con lo cual se estima que se triplican las reservas de gas actuales.^{[6] [7]}

La generación total en 2005 fue de 96,65 TWh. El desglose por fuente en 2003 es el siguiente: fuentes térmicas convencionales: 59%, fuentes hidroeléctricas: 35,4%, energía nuclear: 7% y fuentes geotérmicas: 1%.^[8]

Importaciones y exportaciones

En 2005 Argentina importó 6,38 TWh de electricidad y exportó 3,49 TWh.^[8] Por lo tanto, la importación neta de energía fue de alrededor del 3% del consumo.

Demanda

La demanda de electricidad en Argentina tuvo un crecimiento constante desde 1991, con una caída pasajera debido a la crisis económica de 2001-2002,^[9] a la que siguió una rápida recuperación (aumento del 6-8% anual) en los últimos cinco años,^[3] en parte debido a la recuperación económica. En 2005, el país consumió 94,3 TWh de electricidad, lo que corresponde a 2.368 kWh per cápita. El consumo residencial representó el 29% del total, mientras que los consumos industrial y comercial representaron el 43% y el 26% respectivamente.^[8]

Proyecciones de demanda y suministro

Actualmente Argentina se enfrenta a un escenario ajustado de suministro y demanda, ya que los márgenes de reserva han caído desde más del 30% en 2001 a menos del 10%. Este hecho, junto con el deterioro de los servicios de las empresas de distribución (es decir, cables, transformadores, etc.), puede poner en peligro el abastecimiento. Se estima que el sistema debería incorporar cerca de 1.000 MW de capacidad de generación por año para sostener un crecimiento anual de la demanda del 6-8%.^[10]

Acceso a la electricidad

La cobertura total de electricidad en Argentina alcanzó un máximo del 95% en 2003.^[11] Sin embargo, cerca del 30% de la población rural carece de acceso a la electricidad.^[12] El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) es uno de los programas que se están implementando para aumentar la cobertura eléctrica en áreas rurales. (Véase Proyectos del Banco Mundial más adelante.)

Calidad del servicio

Frecuencia y duración de las interrupciones

La frecuencia y duración de las interrupciones es considerablemente inferior a los promedios de la región de ALyC. En 2002, la cantidad media de interrupciones por cliente fue de 5,15, mientras que la duración de las interrupciones por cliente fue de 5,25 horas. Los promedios ponderados para ALyC fueron de 13 interrupciones y 14 horas respectivamente.^[11]

Pérdidas en distribución y en transmisión

Las pérdidas en distribución en 2005 fueron del 13,6%, una cifra inferior al 17% de la década anterior.^[11]

Responsabilidades en el sector eléctrico

Política y regulación

La Secretaría de Energía (SENER) es la responsable de fijar las políticas, mientras que el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) es el organismo independiente, dentro de la Secretaría de Energía, que tiene la responsabilidad de aplicar el marco regulatorio establecido por la ley 26.046 de 1991. El ENRE tiene a su cargo la regulación y supervisión general del sector bajo control federal. Los organismos reguladores provinciales controlan el resto de las empresas de suministro. El ENRE y los reguladores provinciales fijan las tarifas y supervisan que los agentes de transmisión y distribución regulados cumplan con las normas de seguridad, calidad, técnicas y ambientales. CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) es quien administra el mercado eléctrico mayorista. Sus principales funciones incluyen la operación y despacho de la generación y el cálculo de precios en el mercado spot, la operación en tiempo real del sistema eléctrico y la administración de las operaciones comerciales en el mercado eléctrico.^[3]

El Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE), creado en 1960, también cumple un papel muy importante en este sector. Es el administrador de los fondos específicamente dedicados a las operaciones en electricidad (por ejemplo, el Fondo Nacional de Energía Eléctrica, véase Desarrollos recientes más adelante) y también asesora a los gobiernos nacional y provinciales en asuntos relacionados con la industria de la energía, servicios de energía públicos y privados, prioridades en la ejecución de nuevos proyectos y estudios, concesiones y autorizaciones, y tarifas y precios de la electricidad. También asesora sobre modificaciones en la legislación del sector energético.^[13]

El sector de la energía de Argentina es uno de los más competitivos y desregulados de América del Sur. Sin embargo, el hecho de que la Secretaría de Energía tenga poder de veto sobre CAMMESA hace que exista una capacidad potencial de alterar el funcionamiento del mercado competitivo. Las funciones de generación, transmisión y distribución están abiertas al sector privado, aunque existen restricciones a la propiedad cruzada de estas tres funciones. La legislación argentina garantiza el acceso a la red a fin de crear un entorno competitivo para permitir que los generadores sirvan a clientes de cualquier lugar del país.^[9]

Generación

La generación es producida por compañías privadas y estatales, dentro de un mercado eléctrico competitivo y mayormente liberalizado, con el 75% de la capacidad instalada total en manos privadas. La parte en poder público corresponde a la generación nuclear y a las dos plantas hidroeléctricas binacionales: Yacyretá (Argentina-Paraguay) y Salto Grande (Argentina-Uruguay). El sector de la generación está altamente fragmentado, con más de diez grandes compañías, todas por debajo del 15% de la capacidad total del sistema.^[8] Los generadores de electricidad la venden en el mercado mayorista, operado por CAMMESA.^[9]

Transmisión y distribución

Los sectores de la transmisión y la distribución están altamente regulados y son menos competitivos que el sector de la generación. En transmisión, la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (Transener) opera la red de transmisión eléctrica nacional por un acuerdo a largo plazo con el gobierno argentino. En el sector de la distribución, Edenor (Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte), Edesur (Electricidad Distribuidora Sur) y Edelap (Empresa de Electricidad de la Plata) dominan un mercado con el 75% controlado por empresas privadas.^[9]

Otras empresas distribuidoras importantes a nivel provincial son:

• Provinciales públicas: EPEC (Empresa Provincial de Energía de Córdoba), EPE (Empresa Provincial de Energía de Santa Fe)
• Provinciales privadas: ESJ (Energía San Juan), EDET (Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán), EDEN (Empresa Distribuidora de Energía Norte), EDEA (Empresa Distribuidora de Energía Atlántica), EDES (Empresa Distribuidora de Energía Sur)

Recursos de energía renovable

La Dirección Nacional de Promoción (DNPROM), dependiente de la Secretaría de Energía (SENER), tiene la responsabilidad de diseñar programas y acciones que conduzcan al desarrollo de iniciativas de energía renovable (a través de Renewable Energy Coordination) y de eficiencia energética (mediante Energy Efficiency Coordination).^[9] Como complemento, la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable (SEMARNAT) tiene la responsabilidad de fijar las políticas ambientales y preservar los recursos renovables y no renovables.^[2]

Los instrumentos legales más importantes para la promoción de la energía renovable son la ley 25.019 de 1998 y la ley 26.190 de 2007. La ley de 1998, conocida como "Régimen Nacional de Energía Eólica y Solar", declaró de interés nacional las energías eólica y solar, e introdujo un mecanismo que establecía un pago adicional por kWh generado, lo que en 1998 significó un 40% sobre el precio de mercado. También estableció ciertas exenciones impositivas durante un período de 15 años a partir de la promulgación de la ley.^[3] La ley de 2007 es un complemento de la anterior y declara de interés nacional la generación de electricidad a partir de cualquier fuente renovable que esté destinada a abastecer a un servicio público. Esa ley también fijó un objetivo del 8% para el consumo de energía renovable en el período de 10 años y ordenó la creación de un fideicomiso cuyos recursos se destinarán a pagar una prima por la electricidad producida a partir de recursos renovables.

Hidroeléctrico

El potencial hidroeléctrico de Argentina se explota sólo parcialmente. Si bien el potencial identificado es de 170.000 GWh al año, la producción hidroeléctrica apenas alcanzó 42.360 GWh en 2006.^[2] También hay recursos minihidroeléctricos sin explotar con un potencial estimado del 1,81% de la producción total de electricidad (en contraste con el 0,88% actual).^[14]

Eólico

La región de la Patagonia de Argentina tiene un potencial eólico muy grande. El Centro Regional de Energía Eólica (CREE) de Chubut estima que el potencial teórico de generación de la región es de 500 GW. Sin embargo, este gran potencial aún está muy poco explotado. Una de las razones de este subdesarrollo es que las tarifas e incentivos existentes no tornan atractivo el desarrollo de la energía eólica todavía. Durante mucho tiempo el principal impedimento para el desarrollo de la energía eólica en la región había sido la falta de líneas de transmisión que conecten la región de la Patagonia con el Sistema Interconectado Nacional,^[15] pero este cuello de botella quedó eliminado en marzo de 2006 cuando se completó la línea de alta tensión Choele-Choel-Puerto Madryn, la primera sección de la Línea Patagónica, bajo el marco del Plan Federal de Transporte de Energía Eléctrica.^[16]

De todos modos, la energía eólica tuvo un aumento significativo en Argentina durante la década pasada. La capacidad operativa total de energía eólica en 2005 fue de 26,6 MW repartidos entre 13 plantas. Esto sigue siendo alrededor del 0,05% del potencial eólico teórico de Argentina. La distribución de número de plantas y capacidad total es la siguiente:^[17]

Arnaldo Visintin, investigador del Conicet en el Instituto de Investigaciones Fisicoquímicas Teóricas y Aplicadas de la Universidad de La Plata afirmó que "En enero de 2008 la capacidad instalada fue de 94 GW, y si continúa con un crecimiento del 21% según está previsto, será el triple en los próximos seis años".^[18]

• Provincia de Buenos Aires: 6 plantas, 6.100 kW
• Provincia de Chubut: 4 plantas, 17,460 kW
• Provincia de Santa Cruz: 1 planta, 2.400 kW
• Provincia de La Pampa: 1 planta, 1.800 kW
• Provincia de Neuquén: 1 planta, 400 kW

De las 13 plantas, solo tres fueron encargadas después del año 2000; las 10 restantes se construyeron durante la década de los 90.^[14]

(Véase Régimen de los vientos en la República Argentina.)

Solar

En abril de 2011, se inauguró en Ullum, provincia de San Juan la Planta Fotovoltaica Piloto San Juan I, primer parque de energía solar de Latinoamérica, y también primera de una serie de siete emprendimientos de energía alternativa, entre los cuales se encuentran las plantas fotovoltaicas en Cañada Honda (Sarmiento), y La Chimbera (25 de Mayo) que llegarán a producir en total 20 MW, la energía consumida por aproximadamente 25.000 hogares. En estas plantas se usan paneles fijos y móviles (capaces estos últimos de girar 360° en busca del sol) para la captación de la energía solar.^{[19] [20]}

Historia del sector eléctrico

Las reformas de 1991/92

Antes de 1991, el sector eléctrico en Argentina estaba integrado verticalmente. El sector experimentó una seria crisis en los veranos de 1988/1989, debido principalmente a la falta de mantenimiento de las plantas de generación térmica del país (el 50% de ellas no estaba disponible).^[21] Poco después de la crisis, el gobierno de generación, transmisión y distribución, la apertura de todos los segmentos al sector privado y la separación de la función reguladora de la fijación de políticas. Como resultado de la nueva ley se produjo una importante inversión privada que, junto con las plantas de generación estatales que comenzaron la producción en los 90, transformó una situación de escasez de energía en una de abundancia y confiabilidad a bajos precios.^[22]

El ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad) fue creado en 1992. El Mercado Eléctrico Mayorista(MEM), que cubre hasta el 93% de la demanda total correspondiente al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), también se creó en 1992. El 7% restante de la demanda corresponde a la Patagonia, que tiene su propio mercado interconectado, el Mercado Eléctrico Mayorista Sur Patagónico (MEMSP), el cual ahora está interconectado con el MEM. CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista) también se creó ese año y se le asignaron las responsabilidades de coordinar las operaciones de despacho, fijar los precios mayoristas y administrar las transacciones económicas realizadas a través del Sistema Argentino de Interconexión.^[21]

Las reformas implementadas en la década de los 90 posibilitaron un aumento del 75% en la capacidad de generación, lo que produjo una reducción de los precios en el mercado mayorista desde 40 US$/MWh en 1992 a 23 US$/MWh en 2001. Sin embargo, las reformas no produjeron el crecimiento necesario en la capacidad de transmisión. En los 90 sólo se realizó un proyecto de importancia, la construcción de una línea de alta tensión de 1.300 km entre El Comahue y Buenos Aires. Las redes de distribución también se renovaron y extendieron, lo que mejoró la eficiencia y la calidad.^[23]

Congelamiento de tarifas

Como respuesta a la crisis económica de 2001, las tarifas de electricidad fueron convertidas a pesos argentinos y congeladas en enero de 2002 mediante la Ley de Emergencia Pública y de Reforma del Régimen Cambiario. Además de la elevada inflación (véase Economía argentina) y de la devaluación del peso, muchas compañías del sector tuvieron que afrontar altos niveles de endeudamiento en moneda extranjera en un escenario en el que sus ingresos se mantenían estables mientras sus costos se elevaban. Esta situación motivó una profunda desinversión y la imposibilidad de satisfacer una demanda en crecimiento, factores que contribuyeron a la crisis energética.^[23] Desde 2003, el gobierno ha ido introduciendo modificaciones para permitir el aumento de las tarifas. Las tarifas industriales y comerciales ya fueron aumentadas (casi el 100% en valor nominal y el 50% en valor real), pero las tarifas residenciales continúan siendo bajas.

Creación de Enarsa

En 2004, el presidente Néstor Kirchner creó Energía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa), una empresa administrada por el estado nacional de Argentina para la explotación y comercialización de petróleo y gas natural, así como para la generación, transmisión y comercialización de electricidad. Mediante la creación de Enarsa, el estado recuperará un lugar importante en el mercado energético, ampliamente privatizado durante los años 90.

Programas Energía Plus y Gas Plus

En septiembre de 2006, la SENER lanzó el programa Energía Plus con el objetivo de aumentar la capacidad de generación y satisfacer la demanda de electricidad. El programa se aplica a niveles de consumo superiores a los de 2005. CAMMESA requiere que todos los grandes usuarios (que consumen más de 300 kW) contraten la diferencia entre su demanda actual y la de 2005 en el mercado Energía Plus. En este nuevo mercado desregulado sólo se comercializará la energía producida por nuevas plantas de generación. Este programa tiene un doble objetivo. Por una parte, garantizar el abastecimiento a los clientes residenciales, entidades públicas y pequeñas y medianas empresas. Por otra parte, alentar la autogeneración en el sector industrial y la cogeneración de electricidad.^[22]

En marzo de 2008 el gobierno aprobó la resolución 24/2008, la cual creó un nuevo mercado de gas natural denominado "Gas Plus" para alentar la inversión privada en la exploración y producción de gas natural. El régimen Gas Plus se aplica a nuevos descubrimientos y a campos "restringidos de gas". El precio del gas nuevo, cuya comercialización se limitará al mercado interno, no estará sujeto a las condiciones establecidas en el "Acuerdo con Productores de Gas Natural 2007-2011", pero se basará en costos y ganancias razonables. Los expertos creen que si el régimen Gas Plus tiene éxito, podría estimular nuevas inversiones en plantas de generación bajo el régimen Energía Plus, ya que podría asegurar la provisión de combustible para las nuevas plantas.^[24]

Programa Nacional de Uso Racional y Eficiente de la Energía (PRONUREE)

En diciembre de 2007, el gobierno lanzó el Programa Nacional de Uso Racional y Eficiente de la Energía (PRONUREE, decreto 140/2007). Este decreto declaró de interés nacional el uso racional y eficiente de la energía y también forma parte de la estrategia del sector para contrarrestar el desequilibrio entre oferta y demanda. El PRONUREE, bajo la responsabilidad de la Secretaría de Energía, tiene como objetivo convertirse en un vehículo para mejorar le eficiencia energética en los sectores consumidores de energía y reconoce que las necesidades de eficiencia energética se deben promover con una visión y un compromiso a largo plazo. También reconoce la conexión entre la eficiencia energética y el desarrollo sostenible, incluida la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. El programa reconoce asimismo la necesidad de promover cambios en el comportamiento individual mediante una estrategia educativa y que el sector público sirva de ejemplo asumiendo un papel de liderazgo mediante la implementación de medidas de ahorro de energía en sus instalaciones.^[25]

El PRONUREE incluye medidas a corto y largo plazo que tienen como objetivo mejorar la eficiencia energética en los sectores industrial, comercial, de transporte, residencial y de servicios, así como en edificios públicos. También respalda programas educativos sobre eficiencia energética, mejoras en las normas para expandir las actividades de cogeneración, etiquetado de equipos y aparatos que utilizan energía, mejoras en las normas de eficiencia energética y utilización de mecanismos de desarrollo limpio (MDL) para apoyar el desarrollo de proyectos de eficiencia energética.^[25] El objetivo del programa es reducir en un 6% el consumo de electricidad.^[26]

Una de las primeras actividades definidas por el PRONUREE es el programa nacional para eliminar las lámparas incandescentes en Argentina para el año 2011. El programa, financiado por el gobierno, busca reemplazar las lámparas incandescentes con lámparas fluorescentes compactas (LFC) de bajo consumo en todos los hogares conectados a la red pública y en edificios públicos seleccionados. El programa, que inicialmente pasó por una fase piloto y que tiene como objetivo reemplazar 5 millones de lámparas incandescentes durante los próximos seis meses,^[27] prevé la distribución de 25 millones de lámparas en total.^[28] Personal de las empresas de distribución visitarán todos los hogares para reemplazar las lámparas incandescentes e informar a los usuarios residenciales sobre las ventajas de reemplazar las lámparas y del uso eficiente de la energía en general.^[27]

Aumento de tarifas en las provincias

En Argentina, las tarifas minoristas para empresas de distribución en el área metropolitana de Buenos Aires y La Plata (es decir, Edenor, Edesur y Edelap) están reguladas por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), mientras que las empresas distribuidoras provinciales están reguladas por organismos locales. Mientras que las distribuidoras bajo la jurisdicción de ENRE no tienen permitido aumentar las tarifas residenciales desde su congelamiento en 2002 como resultado de la Ley de Emergencia Pública y de Reforma del Régimen Cambiario, algunos organismos reguladores provinciales han aprobado recientemente cargos adicionales en las tarifas residenciales. En particular, el Ente Regulador de Servicios Públicos de la Provincia de Córdoba (ERSeP) aceptó en febrero de 2008^[29] a un cargo adicional del 17,4% en la tarifa para usuarios residenciales. Del mismo modo, Santa Fe aprobó incrementos entre el 10% y el 20%;;^[30] Mendoza entre el 0% y el 5% para consumos menores a 300 kWh y entre el 10% y el 27% para consumos superiores a 300 kWh;,;^{[31] [32]} Jujuy entre el 22% y el 29%; y Tucumán entre el 10% y el 24%.^[33] Se espera que en un futuro cercano otra provincias como San Juan, Chaco, Formosa, Corrientes, La Pampa, Neuquén, Río Negro y Entre Ríos aumenten las tarifas.^[33]

Aumento de tarifas, 2008

En agosto de 2008, y tras un periodo de 7 años de congelamiento, las tarifas eléctricas residenciales en el área metropolitana de Buenos Aires (servida por las distribuidoras Edenor, Edesur y Edelap) experimentaron un incremento de entre el 10% y el 30% para hogares que consumen más de 650kWh cada dos meses. Para consumos entre 651kWh y 800kWh, el incremento fue del 10%; siendo del 30% para los usuarios en la banda alta de consumo (más de 1,201kWh cada dos meses). Esta subida de tarifas afecta aproximadamente al 24% del total de clientes de Edenor, Edesur y Edelap (1.600.000 hogares). El incremento para el sector comercial e industrial fue del 10%.^[34]

A finales de agosto de 2008, ENRE también aprobó subida de tarifas entre el 17 y el 47%.^[35] Este incremento concedido por ENRE estaba por debajo del incremento determinado por la Secretaría de Energía para algunas compañías de transmisión (p.ej. Transener, Transba, Distrocuyo y Transnoa).^[36] Todavía está pendiente una revisión integral de tarifas, la cual ha sido postpuesta hasta febrero de 2009.^[37]

Tarifas, recuperación de costos y subsidios

Tarifas

Las tarifas eléctricas en Argentina son muy inferiores al promedio de ALyC. En 2004, la tarifa residencial media era de 0,0380 US$ por kWh, muy similar a la tarifa industrial media, que fue de 0,0386 US$ por kWh en 2003. Los promedios ponderados para ALyC fueron de 0,115 US$ por kWh para usuarios residenciales y 0,107 US$ por kWh para usuarios industriales.^[11] (Para obtener más información sobre la evolución de las tarifas, véase Historia del sector eléctrico.)

Subsidios

Véase Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico del Interior (FEDEI) más adelante.

Inversión y financiación

En 1991, el gobierno argentino creó el Fondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE), financiado en parte por el impuesto del petróleo y en parte por un recargo en las ventas del mercado mayorista. Este fondo, administrado por el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE), proporciona financiación a los siguientes fondos, en las proporciones que se indican:^[38]

• 47,4%: Fondo Subsidiario para Compensaciones Regionales de Tarifas a Usuarios Finales (FCT), para homogeneizar las tarifas en todo el país (esto creó un subsidio de hecho para los usuarios de las zonas con costos de electricidad más altos).
• 31,6%: Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico del Interior (FEDEI), para obras de generación, transmisión y distribución rural y urbana. La mayor parte de los fondos se destinó a la electrificación rural.
• 19,75%: Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) (creado en 2000), para la financiación conjunta de proyectos de transmisión de electricidad.
• 1,26%: Fondo para la Energía Eólica (creado en 2002), para el desarrollo de la energía eólica.

Además, CAMMESA, la administradora del mercado eléctrico mayorista, estima que para 2007 la demanda de energía del país requerirá una capacidad adicional de 1.600 MW. Ante la necesidad de inversiones específicas y ante la falta de inversión privada, la Secretaría de Energía (SENER) dictó las resoluciones 712 y 826 de 2004, por medio de las cuales se creó el FONINVEMEM, Fondo para Inversiones Necesarias que Permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista. El fondo, que busca alentar la participación de los acreedores del mercado mayorista, invitó a dichos acreedores, principalmente empresas generadoras, a participar con su crédito en la creación del propio fondo.^[39]

Proyectos en marcha

Existen varios proyectos que son parte de la respuesta de gobierno a la escasez de electricidad prevista. Si todos esos planes se cumplen según lo esperado, se alcanzarán los requisitos de capacidad para los próximos años inmediatos.

Energía térmica

Actualmente hay dos nuevas plantas TGCC en construcción, Termoeléctrica José de San Martín y Termoeléctrica Manuel Belgrano, de 830 MW cada una, que se espera que funcionen a pleno rendimiento a principios de 2009. Los principales accionistas de estas plantas son Endesa, Total S.A., AES Corporation, Petrobras, EDF y Duke Energy. Se espera que ambas plantas, financiadas mediante el FONINVEMEM (la inversión total alcanza los 1.097 millones US$), funcionen a pleno rendimiento a principios de 2009.^[40]

Además, el Ministerio de Planificación anunció en julio de 2007 que encargaría la construcción de cinco plantas térmicas nuevas, con una capacidad total de 1,6 GW y una inversión global de 3.250 millones US$. Estas plantas de turbina de generación dual (gas o fuel oil) estarán ubicadas en Ensenada (540 MW), Necochea (270 MW), Campana (540 MW), Santa Fe (125 MW) y Córdoba (125 MW), y se espera que comiencen a operar en 2008.^[41] Por último, Enarsa lanzó recientemente la licitación de once pequeñas unidades de generación transportables (15-30 MW cada una) y de tres unidades generadoras mayores (50-100 MW) para instalar en barcazas. Estas nuevas unidades, cuyo precio base aún se desconoce, aportarán entre 400 y 500 MW de nueva capacidad de generación.^[42]

Energía nuclear

En 2006 el gobierno argentino lanzó un plan para impulsar la energía nuclear. Se terminará la central nuclear Atucha II, cuya construcción comenzó en 1981, la cual aportará 750 MW de capacidad de generación en 2010. Además, se renovará la central nuclear de Embalse, con una capacidad de 648 MW, para prolongar su vida útil más allá de 2011.^[43]

Energía hidroeléctrica

Represa de Yacyretá. Está previsto elevar su altura para aumentar la capacidad de generación de Argentina y Paraguay.

En cuanto a la energía hidroeléctrica, la represa de Yacyretá está elevando su altura en 7 m, hasta los 83 m previstos en el diseño original, lo que aumentará su capacidad de 1.700 a 3.100 MW. Esto aumentará un 60% su producción de electricidad (de 11.450 GWh a 18.500 GWh).^[3] Las obras terminarán en 2008,^[44] aunque probablemente la seria controversia respecto de la reubicación de la gente que habita en las nuevas zonas que quedarán inundadas en el lado paraguayo demore la terminación del proyecto. Por último, en el año 2006, el gobierno anunció la licitación de la ampliación de Yacyretá con la construcción de una nueva planta de 3 turbinas en el brazo Añá Cuá del río Paraná. Esta ampliación, que terminará en 2010, aportará 300 MW de nueva capacidad de generación.^[45]

Transmisión

En cuanto a la transmisión, se está implementando el Plan Federal de Transporte de Energía Eléctrica en 500 kV bajo la tutela del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF).^[3] Las principales líneas contempladas en el plan (Línea Patagónica, Línea Minera, Yacyretá, Puerto Madryn-Pico Truncado, NEA-NOA, Comahue-Cuyo, Pico Truncado-Río Turbio-Río Gallegos) ya están construidas o están en construcción. Las líneas construidas entre 2007 y 2009 agregarán 4.813 nuevos kilómetros de capacidad de transmisión en alta tensión.,^{[16] [46]}

Además, el Plan Federal de Transporte de Energía Eléctrica II, definido en 2003 y actualizado en 2006, tiene como objetivo resolver las restricciones que afrontan las redes regionales de transmisión hasta 2010. Este plan complementario ha priorizado las obras necesarias según su capacidad de afrontar los problemas de demanda a corto plazo. 109 de las 240 obras identificadas en 2003 se consideraron de alta prioridad y ya se han terminado o están en ejecución. Inicialmente la inversión para las obras de alta prioridad se estimó en 376 millones US$, mientras que la inversión estimada para el resto de las obras alcanza un total de 882,2 millones US$. No obstante, este presupuesto se está revisando debido a los costos crecientes de materiales como el acero y el aluminio y de la mano de obra.^[3]

Resumen de la participación privada en el sector eléctrico

Electricidad y medio ambiente

Responsabilidades ambientales

La Secretaria de medio ambiente y desarrollo sustentable es la responsable del medio ambiente en Argentina.

Emisiones de gases de efecto invernadero

OLADE (Organización Latinoamericana de Energía) estimó que las emisiones de CO2 por la producción de electricidad en 2003 fueron de 20,5 millones de toneladas de CO2, lo que representa el 17% del total de las emisiones del sector energético.^[47]

Proyectos MDL en electricidad

Actualmente (agosto de 2007), en Argentina sólo existen tres proyectos MDL registrados relacionados con la energía, con una reducción total de emisiones estimada en alrededor de 673.650 toneladas de CO2e por año.^[48] De los tres proyectos, sólo uno es de gran escala, la planta de energía eólica Antonio Morán de 10,56 MW en la región de la Patagonia. Los dos proyectos de pequeña escala existentes son la producción de electricidad a partir de biomasa en la Aceitera General Deheza y la recuperación de metano y generación de electricidad en el vertedero Norte III-B.

Asistencia externa

Banco Mundial

El único proyecto activo financiado por el Banco Mundial en Argentina es el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER). El objetivo del proyecto es garantizar el acceso a la electricidad a 1,8 millones de personas (314.000 hogares) y a 6.000 servicios públicos (escuelas, hospitales, etc.) que se encuentran alejados de los centros de distribución eléctrica. La electrificación de este mercado disperso se realizará en su mayor parte mediante la instalación de sistemas fotovoltaicos solares, aunque también se emplearán otras tecnologías, como turbinas microhidráulicas, generadores eólicos y, eventualmente, generadores diésel.^[12] El proyecto, que comenzó en 1999 y que se espera que concluya en diciembre de 2008, ha recibido una asignación de 10 millones US$ del Fondo Mundial para el Medio Ambiente (GEF, en sus siglas en inglés) y un préstamo de 30 millones US$ del Banco Mundial.^[49]

El GEF aprobó recientemente (Junio de 2008) un proyecto de eficiencia energética presentado por la Secretaría de Energía. El objetivo del proyecto es mejorar el uso de la energía, reduciendo el costo para los usuarios y contribuyendo a la sostenibilidad del sector energético a largo plazo. También se aspira a reducir las emisiones de gases de efecto de invernadero.^[50]

Banco Interamericano de Desarrollo

En noviembre de 2006, el Banco Interamericano de Desarrollo aprobó un préstamo de 580 millones US$ para la construcción de una nueva línea de transmisión de 1.609 km en el norte de Argentina que conectará las redes separadas de las regiones noreste y noroeste del país, el Programa de Transmisión Eléctrica del Norte Grande.

Corporación Andina de Fomento (CAF)

En 2006, Argentina recibió financiación de la Corporación Andina de Fomento (CAF) para dos proyectos de electricidad: la interconexión eléctrica Comahue-Cuyo (200 millones US$) y la interconexión eléctrica Rincón Santa María-Rodríguez (300 millones US$), dos de las líneas de transmisión incluidas en el Plan Federal de Transporte.^[51] Ese mismo año, Argentina solicitó también un préstamo de 210 millones US$ a la CAF para un programa cuyo objetivo es reparar la infraestructura hidroeléctrica del país.

Más recientemente, en junio de 2007, la CAF aprobó un préstamo de 45 millones para la provincia de Buenos Aires para la financiación parcial de la capacidad de transporte de electricidad en el norte de la provincia.^[52]