La energía eléctrica en la República Argentina

2. Antecedentes históricos
   del Sistema Eléctrico Argentino
3. Situación del sector
   eléctrico antes de la
   transformación
4. Transformación del sector
   eléctrico argentino
5. Privatización del Sistema
   de Transmisión de 500 Kw
6. Potencia instalada de
   energía eléctrica y generación de
   energía eléctrica
7. Situación del
   sector a partir de la transformación
8. La problemática sobre el
   Ente Binacional Yaciretá (E.B.Y.)
9. Conclusión
10. Bibliografía

INTRODUCCIÓN:

El presente trabajo tiene por objeto mostrar la
evolución del sector eléctrico de la
República Argentina durante
los últimos diez años. Para ello cabe destacar que
a principios de
1990 se ha producido una transformación del sector, que
coincidió con la implementación, a nivel nacional,
de una política
económica de transformación del Estado, basada
en el modelo
económico Neoliberal; según el cual el Estado
tendría menos posibilidades de intervenir en los
ámbitos económicos y
jurídicos.

De tal manera que para cumplir con el proceso de
transformación, uno de los principios
básicos ha sido la transferencia de varias empresas del
sector eléctrico pertenecientes al Estado
Nacional que han quedado a manos de empresas
privadas.

Para poder observar
estos cambios se ha realizado una breve síntesis
que revela la situación del sector desde 1960 hasta 1989,
año en que el sistema
eléctrico argentino experimenta una de sus mayores
crisis, siendo
necesario para salir de ella, implementar una serie de
cambios.

Es así como a principios de la década
del ´90 el sector comienza a experimentar el proceso de
transformación y reorganización antes mencionado,
con la privatización de varias empresas estatales
encargadas de generar, distribuir y transportar la energía
eléctrica.

Debido a esto se produce la descentralización de las actividades dando
origen a una mayor competitividad
dentro del mercado
eléctrico nacional.

Antecedentes
históricos del Sistema
Eléctrico Argentino:

La actividad eléctrica argentina
comenzó hacia fines del siglo pasado, con preeminencia en
Capital
Federal y su área de influencia.

La expansión del sistema se vio impulsada por la
creciente demanda
manifestada desde 1950 hasta 1980, con una apertura hacia los
consumos del interior del país, debido a que todo el
sector económico argentino registraba un fuerte proceso de
industrialización, y que reclamaba un suministro
confiable, que en general no se prestaba. Las empresas que se
habían formado no constituían un mercado
eléctrico mayorista.

El comportamiento
expansivo se desaceleró hacia mediados de la década
del 70 puesto que entre 1968 y 1973 fue del 11% anual
acumulativo, mientras que para el período siguiente entre
1973 y 1980 fue del 6%.

Paralelamente, en el sector se generalizó una
tendencia hacia la estatización y el centralismo de
todas las actividades. Así se crearon y se desarrollaron
empresas en las que coexistían actividades de
generación y distribución (DEBA y SEGBA), de
generación, transporte y
distribución (A y E.E), y de
generación y transporte
(HIDRONOR).

Al finalizar la década del 60 se produjeron cambios
importantes en la
organización del sector, ya que nuevos entes
generadores como emprendimientos de volúmenes importantes
(HIDRONOR-CNEA-CTMSG) introdujeron la necesidad, junto a la
construcción de líneas de
transporte, de un sistema de comercialización integrado, a través
de un despacho de cargas unificadas.

Hacia 1969, el 87% de la potencia
eléctrica instalada era de origen térmico, mientras
que la hidroelectricidad participaba con solo el 13% restante. La
situación tiende a modificarse a partir de 1972 y se
acentúa en 1974 con la incorporación de las
primeras turbinas de la central hidroeléctrica de El
Chocón, primer eslabón de una serie de
aprovechamientos hidroeléctricos como Planicie Banderita,
Futaleufú y Salto Grande; al mismo tiempo comenzaban
a operar las dos líneas de extra Alta Tensión de
500 Kw que unen El Chocón con Ezeiza, constituyendo el
comienzo del futuro Sistema Interconectado Nacional
(SIN).

Es decir que hasta principios de 1980, la energía
eléctrica producida era mayoritariamente de origen
térmico. En ésta década se hace notar una
muy importante participación de la hidroelectricidad,
producto de
las grandes obras realizadas, como el complejo El
Chocón-Cerros Colorados y la represa binacional de Salto
Grande; además de ponerse en marcha la construcción de la otra gran obra
binacional: Yaciretá. También es de destacar la
construcción de las centrales nucleares de Atucha I y
Embalse Río III, que le permitieron al país contar
con la refinada tecnología
atómica.

Durante ésta década, se interconectaron
sistemas
regionales al Sistema Interconectado Nacional, con lo cual el
mercado mayorista regulado por el Despacho Unificado de Cargas,
creció ostensiblemente.

Es así que a partir de las incorporaciones de
grandes emprendimientos hidroeléctricos, se
dinamizó la comercialización de energía entre
los generadores y los distribuidores.

Desde 1987, el Sistema Interconectado Nacional Argentino
comenzó a experimentar los síntomas de una crisis que se
manifestaba a través de una demanda
insatisfecha.

El sistema eléctrico nacional se caracterizó
por presentar dos etapas: 1) Etapa correspondiente al
período 1960-1980, en el que se produjo un incremento en
el consumo de
electricidad
(3,6% y 12,5% anual), lo que implicó un aumento en la
potencia y en la
generación de este tipo de energía; y 2) Etapa
desarrollada a partir de 1980, en la que se registra una baja en
el consumo de
energía eléctrica, producto de la
difícil situación económica en la que se
encontraba el país.

En 1976, la Secretaría de Energía (a
través de la subsecretaría de energía
hidroeléctrica y térmica) lanzó un plan de
generación y transmisión eléctrica a
encuadrar dentro de un Plan Nacional en
un período que abarca desde 1977 hasta el 2000. La
elaboración de dicho plan comprendió dos etapas: la
primera entre 1977 y 1986; y la segunda desde 1986 hasta el
2000.

El Plan Energético Nacional, 1986-2000, plantea
sobre el estado de
situación del sector eléctrico. Las empresas del
parque energético presentan un agobiante endeudamiento que
supera la capacidad de gestión
e invalida la tarea de planeamiento, ya
que sus objetivos se
encuentran subordinados a circunstancias coyunturales ajenas al
sector.

La venta de
energía eléctrica a las provincias por parte de
Agua y
Energía Eléctrica se realiza con tarifas muy
inferiores a sus costos de
generación y/o compra mayorista, que no se reflejan a
nivel de consumidor final,
ya que se produce un aumento en los precios a lo
largo de la cadena de venta:
provincia-municipio y/o cooperativa-usuario, que hace que sea superior al
promedio del mercado atendido por SEGBA.

En la gestión
de Carlos Menem se ha dado
un gran impulso al programa de
desregulación y privatización del sector
energético.

El sector eléctrico, caracterizado por una marcada
centralización estatal en todo su ciclo, se
encuentra en la etapa de un acelerado proceso de integración del sector privado, tanto en la
producción, como en el transporte y la
distribución. Se han elaborado los instrumentos legales
tendientes a un cambio
estructural del sector, que van desde los objetivos,
lineamientos y plazos; organización del sistema físico del
mercado eléctrico mayorista; sistema empresario; sistema
de comercialización y precios;
sistema de facturación y cobranzas, a través de
resoluciones y decretos establecidos durante 1991 por la
Subsecretaría de Energía Eléctrica.

Para este proceso de intervención del sector privado
en la industria
energética, se ha promulgado en 1993 la ley N°24.065
sobre "Generación, transporte y distribución de
electricidad",
que tiene un impacto en el desarrollo
regional del país y en su integración al Mercosur.

Se produce la creación del Fondo Nacional del la
Energía Eléctrica, que destina el 40% para
alimentar el Fondo para el Desarrollo
Eléctrico del Interior, y el 60% restante para el Fondo
Subsidiario para Compensaciones de Tarifas a Usuarios Finales,
ambos administrados por el Consejo Federal de la Energía
Eléctrica.

Uno de los primeros pasos fue la privatización de la
generación y transporte de las empresas SEGBA S.A.,
Agua y
Energía Eléctrica S.A. e HIDRONOR S.A. a comienzos
de 1993.

El programa
emprendido por el país será una tarea que
demandará varios años para su
implementación, sobre todo porque las inversiones
que el sector privado debe realizar son de muy largo plazo en
cuanto a la recuperación del capital se
refiere.

Situación del sector
eléctrico antes de la
transformación:

Hacia el año 1987, técnico nacionales
previeron con causas y consecuencias una futura crisis
eléctrica, ya que en ese mismo año el Sistema
Interconectado Nacional había comenzado a experimentar
síntomas de crisis, lo que se vio reflejado en una demanda
insatisfecha.

Situación que fue agravándose, hasta que en
1989 estalló la crisis; la principal causa ha sido la
falta de mantenimiento
del parque térmico, cuya indisponibilidad superaba el 50%.
Esto ha originado un déficit de 1250 Mw para satisfacer la
demanda de ese año. A esto se le sumó la
paralización de obras nucleares y la demora en la
culminación de otras centrales en ejecución;
consecuencia de un equivocado criterio de priorización en
las inversiones.

Otros factores que incidieron, pero en menor escala, fueron la
problemática situación del río Uruguay, que
afectó a la central de Salto Grande y la reparación
de una de las fisuras en la central hidroeléctrica de El
Chocón.

Esta situación estuvo enmarcada en el desequilibrio
presentado por el sistema empresario nacional del sector
eléctrico. En esos momentos el diagnóstico era el siguiente:

• Ineficiencia.
• Errores de planificación.
• Problemas para la construcción de nuevas
  centrales nucleares.
• Baja disponibilidad.
• Exceso de personal.
• Excesivo endeudamiento.
• Elevadas pérdidas de energía.

Para salir de la crisis fueron sugeridos algunos cambios,
entre los que se destacan:

• Tener presente las consideraciones realizadas por los
  técnicos argentinos que habían anticipado la
  situación.
• La urgente puesta en disponibilidad del parque
  térmico.
• Cumplir con el plan energético, a través
  del cual se debieran poner en funcionamiento las centrales que
  estuviesen terminadas, como la central Piedra Buena, en
  Bahía Blanca, y la culminación de otras, como
  Piedra del Aguila, sobre el río Limay; Yaciretá
  en el río Paraná, y la central térmica
  Guemes, cuya puesta en marcha estaba prevista para el
  año 1989.
• Promover la solidaridad
  social, para el ahorro de
  energía.
• Unificar la ejecución de la política
  energética en la Secretaría de Energía,
  evitando la dispersión de las responsabilidades en la
  multidiciplinaridad de empresas y la intervención de
  otros organismos no capacitados para decidir sobre la
  gestión y control de
  las mismas.

Ante esta situación, el presidente Raúl
Alfonsín, a principios de 1989 solicitaba
públicamente la incorporación de los representantes
del Comité de Emergencia Energética, por el valioso
aporte brindado para sortear el problema; sin embargo, poco
tiempo
después surgió un decreto (N°78/89) que creaba
el consejo de Movilización de Recursos
Eléctricos, en el ámbito de la Secretaría de
Energía, con el fin de asesorar al Poder
Ejecutivo sobre la mejor manera de encarar la
cuestión.

Como ya fuera planteado, el sector eléctrico en esos
momentos se encontraba organizado sobre la base de una planificación estatal centralizada; donde
era la sociedad quien
pagaba el costo de los
errores cometidos.

Transformación del
sector eléctrico argentino:

Debido a las diversas situaciones enunciadas anteriormente,
el sistema eléctrico se vió sumamente afectado,
razón por la que entre 1991 y 1993 se llevaron a cabo
importantes modificaciones dentro del sistema; una de las
propuestas para lograr el cambio fue la
privatización de los distintos sectores del sistema, en
forma independiente.

A partir del momento en que se tomó la
decisión política de
efectivizar la transformación del sector, se sancionan los
instrumentos legales tendientes a concretarla a partir del 1°
de abril de 1992, fecha en la que tomó posesión el
consorcio ganador de la Central Puerto S.A., ex SEGBA.

Es decir que, con anterioridad a la crisis
eléctrica, el sector estaba organizado en base a una
concepción de planificación centralizada estatal
como lo muestra la
dependencia de SEGBA, Ay EE e HIDRONOR de la Secretaría de
Energía, la CNEA de la Presidencia y las entidades
binacionales de Yaciretá y Salto Grande del Ministerio de
Relaciones Exteriores y Culto – entidades que atendían el
90% de la producción de energía
eléctrica, el 100% del transporte y el 50% de la
distribución de empresas integradas verticalmente -.
Asimismo, la Secretaría de Energía se reservaba la
función
de planificar, tenía la facultad de la concesión de
los recursos
naturales (hidroelectricidad) y contaba con fondos
específicos para la financiación de las
obras.

En ese contexto, cuando el escenario futuro no
coincidía con lo previsto, los costos de los
errores de apreciación eran soportados por toda la
sociedad, si
bien no con tarifas mayores pero sí con las transferencias
del Tesoro a las empresas eléctricas y/o con una mora en
el pago de sus cuentas a otras
empresas públicas.

El nuevo modelo de
organización del sector eléctrico se
asienta en mecanismos de mercado, donde los precios orientan las
decisiones y los costos de los errores los soportan quienes
incurren en ellos.

Por ello, en abril de 1991, mediante el decreto
N°634/91, se define la estructura del
mercado eléctrico: mercado mayorista y usuarios finales.
Al mismo tiempo se separaron las funciones de
generación, transporte y distribución.

En enero de 1992, a través de la ley N°24.065,
reglamentada por el decreto N°1.398/92, se
diseñó un nuevo sistema poniendo énfasis en
la regulación de la competencia y en
el correcto desenvolvimiento del mercado, dando nacimiento al
ENRE (Ente Nacional Regulador de Electricidad).

En abril de 1992 se organizó el Mercado
Eléctrico Mayorista (MEM), definido como el punto de
contacto entre la oferta y la
demanda de energía eléctrica en tiempo real, y si
bien se encuentra disperso por casi todo el país, su
ubicación geográfica coincide con el centro de
carga del sistema (área Gran Buenos
Aires-Litoral).

En julio de ese mismo año, según el decreto
1192/92 se creó CAMMESA (Compañía
Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad
Anónima) sobre la base del ex Despacho Nacional de
Carga de A y EE. Sus objetivos fundamentales eran: la coordinación de las operaciones de
despacho, la responsabilidad por el establecimiento de los
precios mayoristas y la
administración de las transacciones económicas
que se realizan a través del Sistema Argentino de
Interconexión (SADI).

CAMMESA está compuesta por partes iguales por el
Estado Nacional, y cuatro asociaciones civiles como se observa en
el siguiente cuadro:

Esta sociedad realiza un estudio de la demanda prevista
y de la disponibilidad de equipos de generación con el fin
de asignar la participación de los mismos a la
satisfacción de la energía demandada, buscando como
objetivo la
minimización de los costos globales.

Al encararse a nivel nacional la reestructuración
y privatización del sector eléctrico, se
diseñó un nuevo esquema institucional y empresarial
que le asigna al sector privado en forma prácticamente
excluyente el papel de
prestador de servicio
eléctrico.

Según la ley N°24.065, en su artículo
93, se declara sujeta a privatización total las
actividades de generación y transporte a cargo de las
empresas: Servicios
Eléctricos del Gran Buenos Aires S.A.
(SEGBA), Agua y Energía Eléctrica S.A. (A y EE) e
Hidroeléctrica Norpatagónica
(HIDRONOR). SEGBA: la prestación del servicio de
distribución y comercialización de energía
eléctrica en la Capital Federal y el Gran Buenos Aires, a
cargo del Estado ha pasado a manos privadas a partir del 1°de
abril de 1992. Para privatizar el servicio de más de 5
millones de clientes que
residían en los 8.000 km² de superficie que
cubría SEGBA, ésta fue transformada en 7 unidades
de negocio: cuatro de generación y tres de
distribución.

Las cuatro empresas de producción o
generación eran: Central Puerto S.A.(1.000 Mwe), Central
Costanera S.A.(1.260 Mwe), Central Pedro de Mendoza S.A. (58 Mwe)
y Central Dock Sud (211 Mwe).

El área de distribución y
subtransformación quedó a cargo de las empresas
EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A.

Posteriormente se convocó a licitaciones
públicas internacionales para vender los activos en unos
casos y concesionar los servicios en
otros.

En 1992 se privatizaron: Central Puerto S.A., Central
Costanera S.A., EDENOR y EDESUR.

En 1993 se concesiona EDELAP (Distribuidora de La Plata
S.A.)

AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA (A y EE):
el proceso de transferencia de activos al sector
privado comenzó a fines de 1992 con la venta de la central
térmica Alto Valle (95 Mwe), luego, durante los primeros
meses de 1993 se privatizó la central térmica
Guemes (225 Mwe), posteriormente le siguieron Sorrento (226 Mwe)
y San Nicolás (650 Mwe); finalmente se privatizaron todas
las centrales térmicas del noroeste argentino, que
poseían una potencia conjunta de 297 Mwe.

El proceso continúo en los meses siguientes con
la entrega de las centrales térmicas del NEA y Cuyo, y
culminaron con la venta de las centrales térmicas
Patagónicas.

Las líneas de baja y media tensión y las
centrales hidroeléctricas en su mayoría pasaron a
manos provinciales, mientras que las líneas de extra alta
tensión de 500 Kw fueron transferidas a
Transener.

HIDRONOR: la privatización de ésta
empresa fue
algo mas complicado que las dos anteriores; en 1993, para
poder venderla
se la divide en 5 unidades de negocio: Piedra del Aguila (1400
Mw), Chocón (1320 Mw), Alicura (1000 Mw), Cerros Colorados
(450 Mw) y Pichi Picún Leufú (250 Mw). Las tres
líneas de extra-alta tensión fueron transferidas a
Transener.

Privatización
del Sistema de Transmisión de 500
Kw:

Otra etapa fundamental del proceso de
transformación del sector eléctrico ha sido la
privatización de los sistemas de
transmisión de Extra Alta-Tensión de 500 Kw
pertenecientes a Hidronor, Segba y A y EE, y se creó
TRANSENER. También se privatizó el transporte por
distribución troncal, creándose: TRANSNOA, TRANSPA
(Patagonia) y
TRANSCOMAHUE.

De esta manera surgen: el Sistema de Transporte de
Energía Eléctrica en Alta Tensión (STEEAT),
como el conjunto de instalaciones de transmisión de
tensión igual o superior a 220 Kw; y el Sistema de
Transporte de Energía Eléctrica por
Distribución Troncal (STEEDT), como el conjunto de
instalaciones de transmisión en tensión igual o
superior a 132 Kw y menor a 400 Kw.

La operación del STEEAT está a cargo de
Transener. Todo el sistema tiene la siguiente
extensión:

Además cuenta con 27 estaciones transformadoras
y/o de maniobra, como las existentes en: Cutral-Có, Piedra
del Aguila, Chos Malal, Las Lajas (Neuquén), entre
otras.

La región sur de Transener está destinada
fundamentalmente al transporte masivo de la electricidad generada
en los grandes complejos hidroeléctricos del Comahue con
destino a los mas importantes centros de consumo del país.
Esto se realiza a través de tres líneas de extra
alta tensión fuertemente compensadas, destacándose
que la región del norte conecta regiones originariamente
abastecidas con parques de generación propios e
intercambian potencias inferiores a su capacidad.

En la actividad del transporte, operan junto a Transener
y las empresas de transporte y de distribución troncal
(ETDT) las llamadas Compañías Transportistas
Independientes (CTI), creadas para hacerse cargo de la
construcción, operación y mantenimiento
(COM) de las nuevas líneas que requieran tanto el Steeat
como el Steedt, siendo el primer contrato COM el
correspondiente a la construcción de la línea de
extra alta tensión que une Yaciretá con Resistencia.

En 1994 se crearon la Empresa de
Distribución Troncal del Noreste Argentino (TRANSNEA S.A.)
y (DISTROCUYO S.A.) para la región de Cuyo. También
en este año se creó el Ente Nacional Regulador
Nuclear, que debe fiscalizar y regular la actividad nuclear,
hasta ese momento a cargo de Comisión Nacional de la
Energía Atómica. Al mismo tiempo también se
constituyó la Sociedad Nucleoeléctrica Argentina
S.A. para desarrollar la actividad nucleoeléctrica
vinculada con las centrales nucleares Atucha I y Embalse
Río III y la construcción y puesta en marcha de la
central Atucha II.

Actualmente uno de los objetivos es la
privatización de las empresas de energía
eléctrica pertenecientes a los estados provinciales. Hasta
la fecha se han privatizado las empresas de energía
eléctrica de: La Rioja, San Luis, Formosa, Santiago del
Estero, Entre Ríos, San Juan, Catamarca y Tucumán,
entre otras.

A medida que los Estados Provinciales han ido avanzando
en la privatización de sus empresas eléctricas,
fueron sancionando los correspondientes marcos regulatorios
provinciales que en general han adoptado el modelo aplicado por
la Nación.
De ésta manera se están organizando diversos Entes
Reguladores Provinciales (EPREs) que tienen a su cargo la
regulación y el control de los
servicios que prestan en sus jurisdicciones los nuevos
concesionarios privados.

A continuación se detallan las empresas de
distribución, transmisión y generación,
surgidas de la privatización y bajo la jurisdicción
del ENRE.

Mercado eléctrico –
Sector privatizado:

Fuente: CAMMESA.

El Sistema Argentino de Interconexión (SADI)
está constituido por líneas de Transporte y
Estaciones de Transformación que integran el sistema
primario de intercambio de energía eléctrica en
todo el Territorio Nacional.

Las líneas de 500 Kw son las de mayor
extensión y se interconectan con las localidades que
poseen estaciones transformadoras de 500 Kw. Así
observamos que la energía generada en Alicurá,
Piedra del Aguila, El Chocón (Neuquén) es
distribuida fundamentalmente hacia centros de consumo muy
importantes como Abasto, Ezeiza, Gral. Rodríguez y
Campana, que también poseen estaciones transformadoras.
Desde aquí se conecta con otras localidades como Rosario y
Flamong (Santa Fe), y desde allí llega hasta Resistencia.
También llega hacia otras estaciones transformadoras de
500 kilovatios importantes como Almafuerte y Malvinas
(Córdoba), El Brecho (Tucumán) y el Gran Mendoza
(Mendoza).

Las líneas de 220 Kw están desarrolladas
preferentemente entre las provincias de Mendoza-San Juan y Buenos
Aires-Santa Fe. En el primer caso se conectan la central
térmica de San Juan y la central hidráulica
Ullúm con la estación transformadora de
Guaymallén y las centrales hidráulicas de Agua del
Toro, Nihuil I y II y el Tigre, para finalizar en el Gran
Mendoza. Mientras que en el segundo caso se conectan la
estación de General Rodríguez con la central
nuclear de Atucha, y desde allí llega hasta Rosario,
previo paso por San Nicolás y Ramallo. ( Ver mapa adjunto
).

Potencia instalada de
energía eléctrica y generación de
energía eléctrica:

Tanto la potencia instalada como la
generación de energía eléctrica han
aumentado con la puesta en marcha del nuevo modelo
económico.

La potencia total instalada durante el
período 1990-1995 mostró un incremento del orden
del 17,8%, es decir que pasó de 15.397 Mw de potencia en
1990, a 18.148 Mw de potencia en 1995.

El 50 % de este total ha sido aportado por el
sistema térmico, un 44 % es aportado por el sistema
hidroeléctrico y el 6 % restante el sistema nuclear, que
durante el período considerado no ha registrado
modificación alguna, a diferencia de la hidroelectricidad
que ha manifestado un incremento del orden del 24
%.

Para el período 1996-1997, la potencia
instalada evidenció un nuevo incremento, ésta vez
del orden del 10,9 % en relación con el período
anterior, ya que en 1997 pasó a 20.128 Mw de
potencia.

Durante este período aún sigue siendo
el sistema térmico el que más aportó, con un
49,3%, presentando un leve y progresivo descenso a favor del
sistema hidroeléctrico, que representó el 45,2%,
mientras que el sistema nuclear solo aportó el 5,5%
restante, sin presentar modificaciones.

La mayor parte de la potencia instalada es absorvida
por el S.I.N, con un 90% aproximadamente, el resto se halla
repartido entre el sistema Patagónico, que absorve el
4,5%, los sistemas aislados, que absorven un 3,5% y Misiones con
un 2%.

En el siguiente cuadro puede observarse la
participación de cada operador en la potencia instalada
antes y después de las privatizaciones.

Fuente: Secretaría de
Energía.

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seleccione la opción "Descargar" del menú
superior

En cuanto a la generación de energía
eléctrica en el período 1990-1995 ha evidenciado un
incremento del 36,25%, es decir que pasó de 47.412 GWh en
1990 a 64.601 GWh en 1995.

Para 1994, a nivel nacional se estimó una
generación bruta de 60.957.695 MWh.

Por medio de subsistemas, el Sistema
Interconectado Nacional (SIN) distribuye más del 90% de
toda ésta energía generada por las centrales
térmicas e hidráulicas y abastece de energía
eléctrica a la mayor parte del país. Opera a
través de una vasta red de interconexión
de 500 Kw, con un diseño
radial polarizado en el frente fluvial, por ser la zona de mayor
consumo energético.

La situación eléctrica argentina,
en cuanto a potencia y generación de electricidad, entre
1960 y 1990 queda resumida en el siguiente cuadro
comparativo:

Para ver el gráfico
seleccione la opción "Descargar" del menú
superior

Fuente: Secretaría de
Energía.

En cuanto a la participación en la
generación bruta, por tipo de central fue la siguiente:
centrales hidráulicas (44,5%), centrales térmicas
(41%), centrales nucleares (13,2%) y autogeneradores
(1,3%).

Situación del sector a partir de la
transformación:

A partir del retiro del Estado de las
actividades de producción, la sociedad ha tenido como
única respuesta para defender sus intereses, la
creación de organismos de control de la prestación
del servicio público de
electricidad.

Para 1999, casi la totalidad de la actividad
eléctrica ha pasado a manos privadas, produciéndose
una gran atomización del sector, hecho que no ha sido
traumático durante este lapso.

En las centrales de generación
térmica, que han sido privatizadas se detectaron sensibles
mejoras en cuanto a sus ofertas de generación y
consecuentemente en sus índices de disponibilidad. Como
consecuencia de este nuevo modelo, se ha modificado
sustancialmente la participación de cada tipo de operador
con respecto a la potencia instalada.

En líneas generales, en todos los
sectores del Mercado Eléctrico se percibe un mayor
ordenamiento así como también notorias
modificaciones en las políticas
de recursos
humanos y un criterioso método
para utilizar adecuadamente las
inversiones.

Asimismo, y en virtud de las normas vigentes
de comercialización, a través de tarifación
a costos marginales se ha priorizado la eficiencia,
lográndose costos unitarios de generación altamente
competitivos. Esto pone de manifiesto que evidentemente en el
lapso inmediato a la privatización se han logrado
solucionar muchos de los problemas que
venía soportando el sector.

Las nuevas metodologías de
comercialización, la posibilidad de vincularse
contractualmente entre las empresas, la seguridad de que
al lograr menores costos de generación se asegurará
el despacho de toda la producción, así como el
establecimiento de contrataciones permitirá tanto a los
generadores, como a los transportistas y a los distribuidores
establecer un planeamiento
técnico-operativo a corto plazo que redunda en una mayor
eficiencia
general del sector eléctrico
nacional.

La remuneración de la energía
eléctrica se negocia bajo la teoría
marginalista y el Organismo Encargado del Despacho (OED), es el
que da entrada al sistema a las centrales que en ese momento
operan con el costo más
bajo.

Con este sistema, cuando crece la demanda, las
centrales más caras tienen oportunidad de producir
energía eléctrica, en la medida en que sus costos
operativos sean adecuados de acuerdo a la metodología explicada
anteriormente.

Actualmente, la baja en los precios de los
generadores es notoria debido a la aplicación del modelo
de mercado, que los lleva a competir en función de
los costos de
producción.

Este beneficio en la reducción de los
costos debe proyectarse en forma visible a la industria y a
los consumidores residenciales que deben soportar tarifas
más elevadas en comparación con otros países
de la región que han encarado el mismo modelo, como es el
caso chileno.

En ello incide la estructuración del
parque de generación que está compuesto por
hidroelectricidad en un 44,5 % y operan a bajo costo. Aunque es
el parque térmico en definitiva, el que concurre a la
formación del costo de manera gravitante, ya que las
ineficiencias de éstas máquinas
térmicas son de arrastre y la intervención de
los concesionarios privados ha mejorado sustancialmente la
operación y sus resultados
económicos.

En 1994 se importaron 1.012.286 MWh y se
exportaron 20.335 MWh. Las importaciones
provienen del Uruguay (90%)
y de Paraguay (10%),
mientras que las exportaciones se
destinaron durante este período hacia el Uruguay (74%) y
hacia Bolivia
(26%).

El gobierno nacional
está convencido de que una integración de los
mercados
energéticos de los países que conforman el Mercosur
podría ser ampliamente beneficioso para los mismos; y
Argentina podría apostar una mejor posición
relativa en materia de
disponibilidad de gas
natural.

En el caso concreto del
sector eléctrico se cree que ni la energía de
Yaciretá -ni la de Corpus en el futuro- debería
abastecer a los mercados
brasileños sin acordar previamente en forma
simétrica la reciprocidad sobre los grandes
aprovechamientos hídricos brasileños. Concretamente
no debería concederse la venta de la energía de
Yaciretá y Corpus, sin previamente asegurarse la
reciprocidad por parte de Brasil respecto a
la venta de energía de sus emprendimientos a nuestro
país.

Con el traspaso de Yaciretá a manos
privadas, dicha central no contribuirá al desarrollo
regional ni nacional, ya que probablemente la energía se
exporte a Brasil, y el
Estado perderá toda oportunidad de recuperar la cuantiosa
inversión realizada, ya que los 600
millones de dólares que facturará la central
anualmente serán para los concesionarios, encargados de
comercializar la energía.

Actualmente, y en relación con lo
antedicho, puede afirmarse que el nuevo mercado hacia el cual se
exporta energía eléctrica es
Brasil.

En este sentido, cabe aclarar que la propuesta
del secretario de Energía de la Argentina, Daniel
Montamat, de usar el Mercosur como plataforma de lanzamiento de
un mercado común de energía para América
Latina, ha tenido buena aceptación en Brasil. Por este
motivo, ambos países, representados por el Ente Nacional
de Gas de la
Argentina (ENARGAS) y por la Agencia Nacional de Petróleo
del Brasil (ANP) acaban de firmar un convenio de
cooperación, que durará diez
años.

El objetivo es
establecer simetrías para eliminar las barreras
comerciales, más allá de la supresión de los
subsidios para la actividad energética. La idea de
Argentina contempla la transferencia paulatina de la
función reglamentaria a organismos fundamentalmente
técnicos que permanezcan independientes de los intereses,
tanto de las empresas públicas como de las
privadas.

Por otro lado, la visión
estratégica de la propuesta abarca la integración
de las redes
físicas entre los países miembros, lo que no solo
permitiría el flujo de energía, sino que
también serviría para aumentar la competencia; en
tanto que la propia infraestructura destinada al flujo de
energía conseguirá atraer a los inversores
internacionales.

Los primeros resultados de la
integración energética entre Brasil y Argentina ya
pueden apreciarse debido a la inauguración de la central
conversora de Garabi, en Río Grande do Sul. A
través de ella, Brasil recibe actualmente cerca de 1.000
Mw de energía eléctrica de Argentina. Esta
línea de 1.000 megavatios fue construida en el norte de
Corrientes; la obra costó cerca de 350 millones de
dólares y pone en marcha un negocio de gran envergadura
entre las empresas que operan en el sector eléctrico de
ésta región, con ventas que
alcanzarán los 100 millones de dólares anuales
hasta el 2002 y se podrán duplicar una vez completadas las
inversiones en transporte
energético.

La ejecución de este proyecto por el
método de
llave en mano con participación de capitales
internacionales, estuvo a cargo de la Compañía de
Transporte del Mercosur (CMT), liderada por ENDESA de España, y
ENERSIS de Chile, bajo la
denominación de Compañía de
Interconexión energética
(CIEN).

El fluido de energía que
abastecerá al sur brasileño proviene de Central
Costanera, en Buenos Aires, y de Endesa. Se utiliza la red que vincula Salto Grande
con Yaciretá, y desde allí se extendió otra
de 500.000 voltios que llega hasta Garuchos (Corrientes), con una
extensión de 300 kilómetros; y luego cruza el
río con un puente aéreo.

En Garabí (Brasil), se instaló
una estación conversora que transforma la frecuencia de 50
ciclos que se usa en el sistema argentino a los 60 ciclos
utilizados en el Brasil. La red continua otros 310
kilómetros por el estado de Río Grande Do Sul hasta
la estación de Itá, cerca de Serra Do
Mar.

Con el inicio de este negocio
eléctrico, las cuatro provincias del litoral argentino,
Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones, comenzaron a pagar en
promedio un 9,5% más cara la energía que compran en
el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), debido a la
aplicación de la relación técnica del factor
nodo, mediante el que se establece el precio en
proporción con la energía que consume y que genera
cada zona.

En estos diez años también se
produjeron importantes cambios en el ranking de los principales
grupos
económicos de la Argentina, pero en los más alto
del podio sigue estando Perez Companc y la
Organización Techint.

En lo que respecta al rubro energía, a
principios de este año 2.000, la Pérez Companc
Holding ha iniciado una nueva etapa, dejando atrás la
diversificación para profundizar su rumbo hacia el negocio
energético, principalmente el
petrolero.

Si bien el negocio petrolero es el gran
beneficiario del plan business de PC Holding, ya que el 44
% de los activos operativos de la compañía
pasarán a un 70 % en el 2.004, el sector
petroquímico y eléctrico también
avanzan.

En cuanto al negocio energético, las
fichas mas
altas irán a GENELBA, una generadora térmica
ubicada en Ezeiza, provincia de Buenos Aires. Por la capacidad de
generación proyectada y los precios actuales de la
energía eléctrica en el país, el grupo estima
que la central originará ingresos del
orden de los 130 millones de dólares al año. Para
ello vale recordar que Pérez Companc Holding posee una
participación accionaria en EDESUR, la distribuidora
eléctrica más importante de Argentina que cubre
gran parte de la superficie de la capital. Con todo esto, la PC
Holding ya tiene totalmente integrado el rubro energía:
desde la explotación de petróleo
hasta la venta de electricidad, pasando por el gas; solo le
falta el negocio de la distribución.

La
problemática sobre el Ente Binacional Yaciretá
(E.B.Y.):

La Central Hidroeléctrica Binacional
Yaciretá es el emprendimiento generador de energía
eléctrica más importante de nuestro sistema
eléctrico: como obra es la más grande del mundo en
su tipo.

El EBY quiere cerrar el último
capítulo de su historia con una
concesión de las obras a manos privadas por espacio de 30
años, debido a que los recursos para
financiar la culminación de la misma han tocado
fondo.

El proyecto cuenta
con 20 turbinas, que en plena producción, tendrán
capacidad de generar energía equivalente al 60% del total
generado en Argentina.

Actualmente solo 8 de esas turbinas fueron
instaladas y de ellas, siete producen energía, sin la
posibilidad de una alta generación.

Este nuevo inconveniente genera
pérdidas mensuales de 2 millones de dólares y tiene
como protagonista principal a nuestro país, debido a que
problemas en
el sistema de transmisión de electricidad argentino,
alimentado por el ente, no permiten la utilización de las
mencionadas 8 turbinas para evitar toda una sobrecarga sobre las
líneas de alta tensión.

Durante 1998, Yaciretá aportó
poco más de 19.000 Gw/h, equivalentes al 40% de la
oferta
eléctrica actual y al 65% de la energía
hidroeléctrica que consumen Argentina y Paraguay.

En Ente Binacional afirma que el aporte
energético de la central permitiría solucionar el
problema eléctrico argentino, con una explotación
más racional y económica de los recursos, afirma
también que la demanda de energía aumentaría
en un futuro y que la represa asegurará el crecimiento
industrial. Es decir que Yaciretá significaría una
importante fuente de divisas, ya que la tarifa fijada por ambos
países aseguraba la operación rentable de la
central.

Sin embargo, ninguno de estos aspectos es
considerado en el controvertido proyecto de concesión que
afanosamente impulsan los organismos oficiales y que no puede
interpretarse como otra cosa que la entrega lisa y llanamente de
nuestro patrimonio.

La central hidoeléctrica de
Yaciretá tiene una gran magnitud relativa respecto del
mercado argentino, ya que su oferta tenderá a deprimir los
precios internos de la energía eléctrica, lo que
sin duda jugará a favor de la industria y de todos los
consumidores argentinos.

El gobierno nacional
otorgó a un tercero la concesión sobre la venta de
toda la energía generada en la central. De esta manera, el
concesionario puede comerciar la energía en un tercer
país sin ningún tipo de restricción (por
ejemplo en Brasil) y se correría el riesgo de que se
produzca un encarecimiento artificial de la energía en
nuestro país que beneficiaría a los generadores de
energía en detrimento de los consumidores. Por lo tanto
podría llegarse a la conclusión de que: a) La
Argentina no resguarda el interés
nacional, ya que privaría a sus consumidores del uso de
electricidad y por lo tanto de sus beneficios económicos;
y b) Brasil nuevamente demuestra una concepción
estratégica de largo plazo para su desarrollo
económico e industrial, ya que por vía de un
contrato de
largo término podría contar con un cupo de
energía importante, sin haber invertido un solo
dólar en ello.

Exportar la energía de Yaciretá
será un buen negocio para quien gane la licitación,
pero será un mal negocio para las industrias y los
consumidores argentinos.

Si los kilovatios de la presa se comercializan
en el mercado interno, la tarifa eléctrica local se
abarataría entre el 30 y el 15%. Esa reducción es
la que permite el esquema tarifario eléctrico, y el de
Yaciretá es de los más
baratos.

Los compradores de las centrales
térmicas de Puerto S.A. y Costanera S.A., ya privatizadas,
serían los más perjudicados si la electricidad de
Yaciretá quedara en nuestro país, ya que las
tarifas bajas los dejarían fuera de
competencia.

Pero consumir la electricidad puertas adentro
tendría otros efectos:

• El ahorro de 5
  millones de toneladas de petróleo que dejarían de
  usar las centrales térmicas,
• Una disminución en el costo de
  producción de las industrias
  que podría trasladarse al precio final
  de sus bienes.
• La disminución de la factura
  eléctrica para las familias y los
  comercios.

De esta manera, lograda la concesión de
Yaciretá, el Estado Argentino no solo asumirá la
deuda que le corresponde pagar a su socio paraguayo (4.000
millones de dólares) sino que también deberá
pagar: 163 millones de dólares en obras complementarias
del lado paraguayo, compensaciones por terrenos inundados y un
aporte por la cesión de energía para terceros
países; 100 millones de dólares a Paraguay por la
concesión de la presa, cualquiera que sea la
recaudación y forma de pago que consiga la
Argentina.

Como contracara, el negocio que se ofrece al
capital privado excede la venta de electricidad. Es decir que
quien se quede con la presa también heredará: la
explotación del complejo turístico de la zona; y el
cobro de peaje en el camino internacional entre Argentina y
Paraguay, que es una vía clave de acceso al Mercosur.
Además, el pliego de concesión trae una promesa: la
exención del impuesto a las
ganancias para el ganador del concurso; una ventaja que no se dio
en ninguna de las privatizaciones de las tantas que ya se
hicieron.

Queda claro entonces que la tarifa de
Yaciretá es libre, y que no depende de los precios
regulados que imperan en el mercado
argentino.

Si la Argentina quiere comprar esa
electricidad tendrá que pagar el precio que le pida el
concesionario de la obra, que paradójicamente fue
financiada íntegramente con dineros del Estado y créditos que figuran entre los componentes
de la deuda externa
argentina.

Actualmente, el gobierno nacional argentino y
el consorcio Eriday (Impregilo-Dümez) difieren en una cifra
de 1.350 millones de dólares sobre las obras realizadas.
Mientras el gobierno habla de 228 millones, la contratista
solicita el pago de 1.578 millones de
dólares.

La diferencia emergió tras el cambio en
la dirección ejecutiva del ente; es decir que
es decisivo el cambio de jurisdicción que tuvo
Yaciretá para los argentinos ya que la obra pasó a
la esfera del Ministerio de Economía, para ser
manejada directamente por el secretario de la presidencia,
Alberto Kohan.

Los mayores costos reclamados por Eriday se
originan por la aplicación del decreto de ley de cargas
financieras, utilización de fondos propios en
períodos de montaje y aplicación de la ley de
convertibilidad, entre otros ítems. Asimismo, el gobierno
nacional estimó que la consultora germano-norteamericana
Harza-Lahmayer y Asociados lleva cobrados 435 millones de
dólares.

Como es habitual Yaciretá sigue dando
que hablar, pero lo cierto es que esta gran estructura
resolverá, en un plazo aún incierto, nada menos que
el 40% de la demanda energética del
país.

CONCLUSIÓN:

La indisponibilidad del parque térmico
hacia 1989 terminó desatando una crisis energética,
ya que no pudo satisfacerse la demanda de ese
año.

Una vez superada la crisis, se produce la
transformación del sector, para lo cual fue necesario
concesionar las empresas del estado encargadas de producir,
transportar y distribuir la energía. Luego de estos
cambios introducidos a principios de los ´90 y hasta la
actualidad, el sector ha experimentado importantísimos
avances en lo que se refiere a un aumento en la producción
y una expansión del consumo de electricidad, favorecido
por la estabilidad económica y el mayor acceso a créditos, también provocó una
mayor competitividad, etc.

Es decir que, si bien en nuestro país
nunca se contó con una planificación
energética seria, no es menos cierto que al desaparecer
empresas pioneras en el tema, la respuesta a esta necesidad no
puede solamente depender de la actividad privada, vislumbrando
negocios
futuros.

Las factibilidades
técnico-económicas, los proyectos y la
elección final de los que mejor respondan a las
necesidades del país, necesitan de etapas de
concreción que en el caso de los emprendimientos
hidroeléctricos alcanzan hasta 10
años.

Si no se cuenta con esta oferta de proyectos, la
decisión pasará por construir obras de
generación térmica, cuya construcción
demanda menos tiempo y generan a un costo mayor, con la
consiguiente tendencia a la suba de las
tarifas.

Estas imprevisiones no son advertidas en el
corto plazo, pero en el mediano y largo plazo son condicionantes
del crecimiento de nuestro país.

La actividad privada debe ser encausada por
los objetivos que marque el Estado a través de políticas
energéticas que contemplen el presente y el futuro del
país y que atiendan a su crecimiento y
desarrollo.

En síntesis,
puede afirmarse que las privatizaciones proporcionaron el
instrumento al que apeló el gobierno de Carlos Menem para captar
capitales extranjeros y a la vez recomponer las relaciones con
los acreedores a través de la capitalización con
títulos de deuda.

Actualmente ya no queda casi nada por vender,
salvo algunas empresas provinciales, Yaciretá y las
centrales nucleares.

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Prof. Fernando Ariel
Bonfanti

Departamento de Geografía
–Facultad de Humanidades – UNNE