Sistema Energético Argentino

Funcionamiento
En el siguiente diagrama pueden observarse los principales flujos de energía desde la producción hasta
los consumos finales de los diversos sectores socioeconómicos.
Este flujograma simboliza el balance energético, desde el punto de vista de la Secretaría de Energía. En
él se pone de manifiesto la importancia del petróleo (50%) y el Gas Natural (36%) en la producción de
energía primaria y se señala la escasa preponderancia de los combustibles vegetales y el carbón
mineral, en dicho año.
Las fuentes de energía en la actualidad representan solamente menos del 4% de la oferta bruta interna
de energía en el país y se constituye, principalmente, por la importación de carbón coquificable para uso
siderúrgico y de petróleo crudo.
Contrariamente, el saldo neto del comercio exterior de Crudo logra casi el 37% de la producción
nacional, triplicando las ventas de derivados al exterior. La totalidad de las exportaciones de la industria
petrolera constituyen alrededor del 24% de la oferta bruta total de energía en el país.
Hasta el año 1997, las exportaciones no habían inducido la producción de Gas Natural. A partir de este
año, la situación se modificó debido a la introducción de dos gasoductos a Chile y algunos proyectos de
exportación a Chile, Uruguay y Brasil.
De este gráfico de flujos, también se concluye que las centrales eléctricas representan un punto de
contacto físico entre las distintas cadenas energéticas, debido a que emplean como insumo todos los
productos y constituyen el principal destino intermedio de la energía ofertada. El consumo de Derivados
en centrales eléctricas es relativamente bajo (7% de los insumos totales), en contraposición con el Gas
Natural (42%) y la energía hidráulica (39%).
El bajo precio relativo de Gas, en comparación con el de los derivados ha limitado el uso de derivados
solo para solucionar las situaciones de restricciones de abastecimiento de gas.
La situación anterior no ocurre en el caso del consumo final de energía (energía destinada a los diversos
sectores socioeconómicos), en la cual los derivados de petróleo abastecen el 50% de la demanda y el
Gas Natural un tercio. Los derivados de emplean en el transporte y la maquinaria agrícola, mientras que
las industrias, el comercio y las familias han sustituido los derivados por el Gas Natural en los usos
calóricos.
De la totalidad de energía ofertada en el país, solo el 50% de la misma es destinado al consumo final,
mientras que el 26% de energía restante representa pérdidas (de transformación, de transporte y de
distribución) y consumo de las propias industrias energéticas.
Evolución de la Demanda
Consumo energético final
El consumo energético final implica eliminar del consumo final todos los productos no energéticos
derivados del petróleo.
Las crisis que ha sufrido la Argentina en los últimos 30 años han limitado la evolución de los consumos
energéticos finales. Sin embargo, la tendencia creciente de los consumos de energía sólo de ha
quebrado en los momentos de más aguda recesión económica (1975, 1985, 1989).
Generalmente, en los períodos recesivos se produce un crecimiento relevante de la elasticidad –
producto de consumo energético final.
En nuestro país, desde mediados de la década del ’60, la elasticidad – producto del consumo fluctuó
alrededor de los 0.8 en los períodos de expansión económica.
En la primera mitad de la década del ’80 se produjo una importante recesión económica que originó una
disminución en los consumos de energía en el transporte y en la industria. Estas reducciones no lograron
ser compensadas por el aumento de los consumos residenciales y comerciales, por lo que se presentó
una leve baja del consumo energético final total. A pesar de esta reducción del consumo, la elasticidad –
producto en el período 1980 –1985 es prácticamente nula, revelando una inelasticidad hacia la baja.
Pese a que se mantuvo el estancamiento de la economía nacional, durante el segundo quinquenio de
dicha década se produjo una leve recuperación de los consumos energéticos. Este incremento es
consecuencia de los sectores Residencial y Comercial, debido que la industria y el transporte no
sufrieron modificaciones en sus consumos. Estos hechos provocaron que la elasticidad – producto
alcance valores extraordinariamente altos.
Durante el período 1991 – 1994 tuvo lugar en el país, una gran recuperación de la actividad económica.
Pero en 1995, el PBI sufrió una baja del 4,4% respecto del año anterior. Por lo tanto, el valor promedio
para esta primera mitad de la década del ’90, surge de una combinación de clara recuperación
económica y de elevada recesión, produciendo una artificial elasticidad – producto levemente superior a
la unidad.
A lo largo de este período, el sector Residencial y de Servicios se constituyó en el área mas dinámica en
el consumo, logrando en 1990 una participación cercana al 32% que disminuyó al 28% en 1995. Esta
elevada participación de los consumos residenciales y de servicios se consiguió gracias a fuentes
comerciales de alta eficiencia como el gas natural y la electricidad, que sumados alcanzaban mas de
83% de los consumos finales del sector en 1995. Por otra parte, los combustibles de biomasa
representaban menos del 4% de dicho consumo.
El desarrollo de la participación de los consumos energéticos residenciales y de servicios durante el
transcurso de la década del ’80, se debió principalmente a la desindustrialización del país, al
estancamiento de los consumos energéticos del sector transporte y a la carencia de una política de Uso
Racional de Energía (URE).
Los consumos de energía para el transporte, que en 1980 rondaban los 434.7 PJ, se redujeron en 1990
hasta 397.3PJ (nivel similar a 1978). Esta situación se revirtió en el último tiempo, durante el cual los
consumos de energía para transporte aumentaron en un 39%, transformando a este sector en el mayor
impulsador del consumo energético final, prevaleciendo al sector Residencial.
La evolución de los consumos expone efectivamente el impacto en las políticas energéticas llevadas a
cabo con continuidad en el país. El flujograma demuestra que la expansión de las redes de distribución
eléctrica y de gas, en conjunto con la política de precios promocional para el gas natural frente a los
derivados del petróleo, posibilitó la penetración de éstas fuentes en los usos finales.
La posibilidad de obtener gas natural a precios nacionales en la mayoría del país, limitó la penetración de
la electricidad en los usos calóricos, exceptuando algunos procesos industriales en los que los hornos
eléctricos mejoran la calidad de la producción.
En el año 1995, los derivados del petróleo sólo abastecieron el 13% de los consumos del sector
Residencial y de Servicios y el 6% de las necesidades energéticas de la industria. Esto se debió al grado
de saturación en la penetración del gas natural.
Consumo industrial
Durante las últimas dos décadas, se produjo una reducción de la actividad industrial, en la cual los años
1985 y 1990 representan la cima recesiva.
La industria metal – mecánica resultó ser la más afectada, perdiendo alrededor de 10 puntos de
participación en el Valor Agregado Industrial (VAI).
En esta situación, algunas industrias más energo – intensivas recibieron subsidios y protecciones, por lo
que se incrementó la intensidad energética de la industria en este período. La intensidad energética total
sufrió una tendencia creciente entre 1980 y 1985, como consecuencia de la expansión de los consumos
energéticos de los sectores Residencial y Comercial.
La etapa expansiva de la industria (1991 – 1994) coincide con el impulso de la producción de celulosa y
papel, las industrias metálicas básicas y la industria automotriz. Además se produjo una renovación
tecnológica en las industrias alimenticias, gracias a la transnacionalización de las empresas nacionales y
un relevante proceso de automatización.
La recesión del año 1995 afectó la industria maderera (-27%), la industria metal – mecánica (-17%), la
elaboración de productos minerales no metálicos (-11.5%) y la industria del papel (-6.8%). Sin embargo,
la industria de productos alimenticios y de minerales metálicos básicos prosiguió son su tendencia
expansiva. Este suceso en conjunción con el incremento de la capacidad ociosa de otras industrias,
explica el crecimiento de la intensidad energética de la industria.
El crecimiento de la intensidad energética total fue aproximadamente del 9% y se debió al sector
transporte, ya que los consumos en las restantes áreas no presentaron modificaciones relevantes.
Los cambios estructurales en la actividad manufacturera y en la intensidad energética de la actividad
fueron paralelos a las modificaciones en el tipo de fuente energética empleada por las industrias.
En la actualidad, el Gas Natural juega un papel fundamental en el abastecimiento de los consumos
calóricos, los cuales a comienzo de la década del ’60 eran abastecidos principalmente por los derivados
del petróleo y los combustibles de la biomasa.
La creciente penetración del Gas en la industria en el transcurso de la última década, refleja la
concentración de la industria en los alrededores de los grandes centros urbanos.
Estos cambios estructurales junto con la modernización tecnológica facilitaron también la penetración de
la electricidad proveniente del servicio público.
Consumo residencial, comercial y de servicios
Los consumos energéticos residenciales y comerciales se incrementaron constantemente en los últimos
35 a 40 años y fueron menos afectados por las irregularidades económicas que el consumo energético
final total.
En los períodos de expansión económica (1970 – 1975 y 1990 – 1995), la tendencia de los consumos
energéticos se relacionó mas con la evolución del salario real que con la del PBI per cápita.
La electricidad y el gas natural distribuido por redes se han destacados como fuentes de energía en la
oferta de la misma. Estas dos fuentes concentran actualmente mas del 80% de los consumos
energéticos del sector, con una marcada superioridad del gas (60%).
Esta expansión se desarrollo en detrimento de los derivados del petróleo, debido a que los combustibles
de la biomasa no poseen significación en las estadísticas energéticas nacionales.
Dada la diferente calidad de prestación entre el Gas Natural, el Gas Licuado de Petróleo y el Kerosene y,
así como su relación de precios en nuestro país, el kerosene se convirtió en un bien “inferior”
económicamente hablando, por lo que es sustituido por el Gas Licuado de petróleo a pesar de que su
precio es superior. Ambos son sustituidos por el Gas Natural.
La diferencia de precio entre el Gas Natural y los otros combustibles amortizó rápidamente las
inversiones extras necesarias para su uso (redes e instalaciones domiciliarias).
En la actualidad, el Gas Natural cubre los requerimientos básicos de cocción y calentamiento de agua y
calefacción. La elevada participación del Gas Natural en los consumos totales esta demostrando el
mayor consumo inducido por su disponibilidad. Se ha comprobado el consumo “inducido” por el Gas
Natural debido a su facilidad de uso y un inferior precio de la caloría.
En el sector residencial, la electricidad no ha competido realmente con el Gas Natural. En las áreas que
ambas fuentes están disponibles, existe la siguiente especialización: el Gas Natural es empleado en los
usos calóricos y la electricidad en la iluminación, acondicionamiento ambiental (frío) y artefactos
electrodomésticos. No obstante, puede que en el futuro se de una mayor competencia entre las
empresas distribuidoras por la captación del sector de la refrigeración ambiental.
El acercamiento de los registros de facturación a los consumos reales de electricidad, posibilitó una
disminución de las importantes pérdidas de distribución que se encontraban mas influenciadas por los
consumos ilegales que por el deteriorado estado de las redes de distribución eléctrica.
Políticas Energéticas hasta 1992
A comienzos del siglo XX, la Argentina poseía una dotación variada de recursos, sin embargo, el
abastecimiento sólo dependía en un 60% de hidrocarburos importados y en un 29% de combustibles
vegetales.
A partir de la década del ’50, el gradual reemplazo de los combustibles vegetales complicó aún mas la
dependencia de los hidrocarburos, particularmente del petróleo que, al substituir al carbón mineral, llegó
a abastecer el 76% del consumo de energía en el año 1955.
No obstante el temprano descubrimiento de yacimientos petrolíferos en el país, existieron algunos
factores que impidieron que la producción nacional de crudo y derivados desempeñara una rol mas
importante en el abastecimiento energético del país. Durante la primera mitad del vigente siglo, los
temas energéticos se vieron subordinados a la política global del país y a su estrategia de inserción
internacional, lo que originó la importación de productos energéticos (en un comienzo, carbón mineral y
luego petróleo crudo y derivados).
Luego de finalizada la Segunda Guerra Mundial, se evidenció que el éxito de los programas de
industrialización dependería de la energía. Fue en este momento cuando se desarrollo una política
nacional destinada a lograr el autoabastecimiento energético. Los lineamientos de esta política
consistieron en:
-Expandir la oferta de energía, con el fin de no impedir el crecimiento de la economía y mejorar la calidad
de vida de los habitantes del país.
-Aumentar la producción de energía local en todas sus expresiones (electricidad, gas natural, petróleo y
derivados) invirtiendo en el desarrollo de la infraestructura básica.
- Pluralizar las fuentes primarias empleadas, particularmente el uso del gas natural y la hidroelectricidad.
- Fomentar un mayor conocimiento de los recursos energéticos locales, a través del relevamiento del
recurso hidroeléctrico y la promoción de la exploración minera hidrocarburífera.
A pesar de que los aspectos ambientales no fueron tenidos en cuenta en la definición de la estrategia
energética, las modificaciones realizadas durante estos 50 años han disminuido los impactos
ambientales del consumo y del abastecimiento de energía.
En los últimos 50 años se ha logrado con éxito reducir la dependencia del petróleo y sus derivados,
aumentando el empleo del gas natural, la hidroelectricidad y el uranio.
Hasta 1980, las reservas energéticas nacionales aumentaron sustancialmente gracias al esfuerzo
puesto en el relevamiento del recurso hidroeléctrico y en la exploración minera de hidrocarburos. La
pequeña reducción de las reservas que tuvo lugar en el quinquenio 1985/1990 se produjo realmente en
1990 debido a una auditoría internacional efectuada con anterioridad a la privatización de las empresas
pública.
La composición de las reservas de hidrocarburos varió trascendentalmente a partir de 1978, como
consecuencia del descubrimiento de grandes yacimientos de gas natural en la región del Comahue.
Dentro de esta composición, la hidroelectricidad mantuvo su importancia relativa a lo largo de todo este
período.
Estos hallazgos reforzaron las políticas de sustitución de los derivados de petróleo. Para 1995, el gas
natural logro alcanzar una participación del 44% en el consumo aparente de energía.
En la década del ’60, en los que respecta a las centrales eléctricas, se construyeron importantes
aprovechamientos hidroeléctricos y se decidió desarrollar la tecnología nuclear. Como consecuencia, a
partir del primer quinquenio de los setenta, se modificó la estructura de generación de electricidad del
servicio público.
Esta política implementada en el sector eléctrico posibilitó disminuir gradualmente la participación de las
centrales térmicas convencionales, que hasta el año 1970 generaban el 90% de la energía eléctrica.
El empleo intensivo del gas natural en centrales eléctricas se promovió luego del descubrimiento de
grandes yacimientos de gas a finales de los años setenta.
Durante la década del ’70, la producción de gas asociado se incrementó a un ritmo todavía mayor. Esto
originó un crecimiento en la proporción del gas venteado, que en 1978 alcanzó el 32% de la producción
total de gas natural. En el transcurso de la década del ’80, la expansión de la capacidad de transporte y
la explotación de yacimientos gasíferos posibilitaron la reducción de la proporción del gas venteado al
11% de la producción.
El aumento del venteo del gas también se debió a la privatización de algunos yacimientos de petróleo sin
una correcta regulación sobre el tema. Además, las condiciones del mercado eléctrico mayorista
impulsaron el empleo de gas venteado en la producción eléctrica. A partir del año 1997, se puso en
vigencia una normativa que restringe el venteo.
Instrumentos políticos utilizados en el pasa do
Con el fin de lograr esta transformación del sector energético, el Estado desempeñó las siguientes
funciones:
-Establecimiento de las políticas y estrategias para modificar la estructura de empleo de los recursos
energéticos nacionales, incluyendo los aspectos legales y regulatorios.
- Definición de la infraestructura física necesaria para conseguir dicha transformación.
- Desempeñando el rol de policía sobre la prestación de los servicios energéticos.
La política de precios y tarifas de la energía puestas en marcha por el gobierno fue fluctuante y no
siempre respondió a las estrategias energéticas. En los mercados finales los precios relativos
respondieron a la intención de incentivar procesos de sustitución entre energéticos, particularmente entre
el gas y los derivados de petróleo. Pero en lo que respecta a la electricidad, la descentralización de los
servicios de distribución que tuvo lugar en la década del ’80, provocó una dispersión de las tarifas
eléctricas de discutible igualdad regional y llevó a obstaculizar una superior penetración de esta fuente.
La fijación del valor medio de los precios y tarifas a consumidores finales entre 1975 y 1990 se relaciono
mas con los planes antiinflacionarios del gobierno que con las estrategias energéticas.
El retraso tarifario en un contexto de alta inflación provocó problemas financieros a las empresas
energéticas, las cuales vieron deteriorado su desempeño técnico y comercial, especialmente las
eléctricas.
La debilidad del Estado para desempeñar sus funciones regulatorias en el área energética se manifestó
históricamente. Particularmente, en el servicio eléctrico la falta de control del ejercicio de las
concesionarias extranjeras originó serios problemas en el abastecimiento, tarifas abusivas y baja calidad
de servicio.
A partir de estos inconvenientes, el Estado participó mas activamente en la producción de energía en la
prestación de servicios. Se crearon empresas públicas en las áreas petrolera, de gas, de carbón y
eléctrica, las cuales fueron el instrumento de ejecución de las políticas energéticas.
La expansión en la penetración de la electricidad y la modificación en la estructura de fuentes
energéticas empleadas por el sector implicó:
- La expansión de la capacidad instalada en generación 12.5 veces.
-La conformación de sistemas interconectados regionales que posibilitaron la centralización del
abastecimiento de la demanda.
- La creación de la red nacional de interconexión
El papel desempeñado por la empresa estatal en el sector petrolero en cada etapa de la actividad,
puede sintetizarse con los siguientes datos:
- En el área de exploración colaboró con el 94% de las reservas comprobadas
-Aumentó la producción de crudo a una tasa promedio del 4.2% anual acumulativo durante los últimos 32
años de gestión pública.
-Construyó 6 refinerías con una capacidad instalada equivalente al 62% de la capacidad de refinación del
país.
La regulación y control de los servicios por parte del Estado ha incurrido en serios errores como
consecuencia de una superposición de controles y el empleo de las empresas públicas como medio de
transferencia de renta al sector privado, particularmente en el área petrolera.
Políticas Energéticas luego de 1992
El cambio radical en la estructura institucional y en la regulación de todas las actividades energéticas
tuvo lugar por dos motivos fundamentales: la incapacidad financiera del Estado para desarrollar
actividades productivas y la ineficiencia estatal en el desarrollo de estas actividades.
Como consecuencia de esta situación, se sugirió que el sector privado asumiera la responsabilidad de
manejar las instalaciones existentes y se encargara de su desarrollo, mientras que el Estado intervendría
lo menos posible para no estorbar la iniciativa privada y se limitaría a fomentar la competencia o a
controlar el ejercicio de las actividades monopólicas.
Petróleo
En varias ocasiones, se expuso la necesidad de apelar a empresas privadas para lograr el
autoabastecimiento petrolero, debido a que la exploración de las reservas estaba al mando de la
empresa estatal. No obstante, se habían practicado algunos contratos de exploración con empresas
privadas.
Estos contratos no representaban una ventaja económica, ni para la empresa estatal ni para el país,
debido a que los precios pagados por el crudo producido por las empresas privadas excedieron
considerablemente los costos de producción de YPF y, en algunas ocasiones, fueron mas elevados que
los precios internacionales.
Los productores privados emplearon sus volúmenes de producción como mecanismo de presión para
renegociar los precios de sus contratos. La contribución de YPF en los períodos de incremento de la
producción de crudo nacional fue más significativa que la de dichos productores.
El autoabastecimiento petrolero se consiguió a comienzos de la década del ’80. A partir de este
momento, la promoción de la participación privada se llevó a cabo con la intensión de alentar las
exportaciones de petróleo. La “desregulación petrolera” comenzó a partir del año 1990 y se constituyó
en la verdadera reforma del sector petrolero.
En lo que respecta a cuestiones regulatorias, las reformas en el área petrolera abarcaron:
El retiro de la concesión de áreas de exploración pertenecientes a la empresa estatal, posibilitando la
entrega de las mismas en concesión a empresas privadas.
Libre disponibilidad del crudo por parte de las empresas privadas, autorizadas a exportar e importar sin
restricciones crudo y derivados.
Equiparación de los precios internos con los internacionales.
Libre adquisición del crudo para refinerías, hasta ahora bajo el control de la Secretaría de Energía a
través de la asignación de cuotas.
Regulación del empleo de ductos y otros medios de transporte de la petrolera estatal para facilitar el uso
de terceros.
Oportunidad de instalar nuevas refinerías y bocas de expendio final de combustibles.
Institucionalmente, se transformaron los contratos de producción en concesiones o asociaciones con la
empresa petrolera estatal, al mismo tiempo que se estableció su reestructuración y privatización. El
objetivo inmediato de dicha reconversión fue lograr una oferta privada de crudo igual a la demanda de
las refinadoras privadas. Esta transformación de contratos implicó el otorgamiento de concesiones a los
contratistas cuyo precio de venta del crudo superaba el internacional (áreas marginales); además daba a
los contratistas cuyo precio era inferior al internacional (áreas centrales) la posibilidad de asociarse con
YPF.
La reestructuración y privatización de la Petrolera Estatal fue llevada a cabo por etapas y consistió en:
Privatización de las áreas marginales de explotación de YPF. Algunas de estas áreas poseían un
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elevado potencial gasífero, una producción mayor a los 200m /día y bajo costo operativo.
Privatización de las áreas marginales de explotación de YPF, a través de la venta de derechos de
asociación con la empresa estatal con derechos sobre la producción y las reservas. Los porcentajes
de asociación variaron entre el 60% y el 90% según las áreas. Además de las reservas petroleras,
también se transfirieron al sector privado las reservas gasíferas.
Privatización de activos “no esenciales” de la petrolera estatal (3 destilerías, un oleoducto, parte de la
flota de buques y equipos de perforación y registración sísmica).
A través de la ley de federalización de los hidrocarburos, el capital social de la petrolera estatal se
repartió de la siguiente manera: 51% para el Estado Nacional, 39% para las provincias que
adquirieran las acciones acreditando deudas impagas al Estado Nacional en concepto de regalías
petrolíferas o gasíferas y hasta un 10% para el personal de la empresa. Según esta norma, el
Estado Nacional y las provincias debían privatizar por lo menos el 50% de las acciones en su poder,
aunque la Nación no puede poseer una participación menor al 20% del capital societario. En el
transcurso del año 1993, el Estado Nacional cedió al sector privado el 59% de las acciones de YPF.
Gas y Electricidad
La reforma en el sector gasífero comprendió principalmente las actividades de transporte y distribución,
debido a que la producción de gas natural siempre estuvo integrada a la cadena petrolera y el proceso
de privatización de YPF reforzó este hecho al ceder a las empresas productoras de petróleo parte de las
reservas gasíferas.
Las características de los marcos regulatorios para las industrias del gas y eléctrica presentan una gran
similitud.
La reforma surgió como medio para conseguir una mayor eficiencia en la prestación del servicio
incentivando tanto como sea posible la competencia entre los actores participantes.
Institucionalmente, esta reforma favoreció la máxima participación horizontal y vertical de las empresas
para facilitar la competencia. Además la intención de las autoridades fue que el Estado se retirara de la
industria eléctrica y del gas natural, cediendo sus activos al capital privado.
Los objetivos buscados con estas modificaciones fueron: cuidar los derechos de los usuarios, incentivar
la competitividad de los mercados, alentar inversiones privadas para el suministro a largo plazo, impulsar
la operación confiable y el libre acceso a los servicios, regular las actividades de transporte y la
distribución asegurando tarifas adecuadas.
Los generadores eléctricos están sujetos al régimen de concesión solo si explotan centrales
hidroeléctricas, mientras que la instalación de centrales térmicas requiere autorización únicamente para
conectarse a la red y su regulación solo abarca aspectos relacionados con la seguridad pública y el
cuidado del medio ambiente.
Los actores involucrados en una etapa de la cadena eléctrica no pueden participar en otra etapa. El
propósito de la independencia de los transportistas es asegurar el libre acceso de terceros a la Red.
La competencia debe manifestarse en la etapa de generación eléctrica o de producción de gas,
expresada mediante un mercado mayorista (MM) en el que asisten productores, distribuidores, grandes
usuarios y comercializadores. La intervención del Estado en este mercado debe ser lo más escasa
posible y la fijación de precios debería resultar del libre juego de las fuerzas del mercado.
La totalidad de energía eléctrica y el gas abastecido por el servicio público se canaliza mediante el MM,
separado en dos segmentos: el mercado a término y el mercado spot.
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) proyecta la operación del
sistema interconectado por períodos estacionales, con el fin de cubrir la demanda prevista con un nivel
de reserva previsto entre las partes.
El precio marginal horario, ofertado por los productores, es aquel que les paga a los generadores
eléctricos en el mercado spot.
Los Distribuidores y generadores eléctricos abonan a los transportistas un cargo fijo por conexión y
capacidad de la red de transporte y participan de las transacciones de potencia reactiva.
Debido a que el precio pagado por los distribuidores se determina independientemente de la retribución
real a los generadores y transportistas, se ha establecido un fondo de estabilización para atender los
desfasajes financieros.
El mercado de los usuarios finales también es segmento en un tramo regulado. En este segmento se
asegura el monopolio al distribuidor que posea la concesión, al mismo tiempo que se le impone la
obligación de satisfacer cualquier demanda que les sea solicitada dentro de los términos de us contrato
de concesión.
La obligación contraída por la empresa no depende de la disponibilidad de energía en el MM, y el
Estado Nacional no toma ningún compromiso para satisfacer eventuales déficit futuros de producción.
El proceso de formación de precios en el mercado mayorista spot no garantiza a las unidades
marginales la cobertura de sus costos, particularmente en períodos de sobreequipamiento.
Como consecuencia, las centrales marginales consideradas como unidades de negocios independientes
son económicamente inviables, salvo que se encuentren en condiciones de garantizarse ingresos por
medio de contratos de largo plazo. La elevada participación hidroeléctrica, junto con el diseño de las
centrales, exigen mantener un parque térmico de respaldo, cuya operación es aleatoria y esta sujeta a
las condiciones hidrológicas.
Estas características del parque eléctrico argentino potenciaron la tendencia decreciente de los precios
en el mercado spot e incrementaron los riesgos de los operadores de las centrales marginales que
financieramente no estarían en condiciones de resistir una sucesión de años hidrológicamente ricos. Los
cambios siguientes en la regulación se dirigieron a la reducción del riesgo hidrológico para los
generadores térmicos. Los mecanismos empleados para disminuir estos riesgos abarcan:
Desmantelar las centrales de reserva repartidas en las diversas regiones eléctricas. Esta solución podría
disminuir la calidad de servicio debido a la diversidad de la oferta hidroeléctrica y la dificultad para
ajustar a tiempo el sistema de transporte con la localización de la oferta.
Celebrar contratos de suministro de largo plazo a un precio que permita cubrir los costos totales.
Integrar las centrales marginales a otra actividad de la industria eléctrica (otras unidades generadoras
económicamente más beneficiosas o con la distribución eléctrica).
La supervisión y regulación de las industrias eléctricas y del gas se encuentra en manos de Entres
Nacionales Reguladores, fundados por ley en el ámbito de la SE como entes autárquicos. Las principales
funciones de los mismos son:
comprobar el cumplimiento de los contratos de concesión.
prever comportamientos anticompetitivos, monopólicos o discriminatorios.
Contribuir en las fases de selección de los concesionarios
Instaurar y aplicar un régimen de audiencias públicas para solucionar los conflictos entre las partes
Velar por el cuidado del medio ambiente y la seguridad pública en las actividades del
sector.
Funcionamiento del sistema a partir de la reforma
Los procesos de privatización revelaron el interés por parte de inversores nacionales y extranjeros por
adquirir los activos públicos vendidos. Sin embargo, los precios sugeridos fueron muy inferiores a los
valores de reposición de los bienes y significaron una pobre recaudación para el Estado que en ciertos
casos se responsabilizó por las deudas anteriores de las empresas públicas privatizadas.
En la industria petrolera el mayor dinamismo se manifiesta en las actividades del up-stream. El motor de
la expansión petrolera lo constituyeron las exportaciones que en 1995 representaron el 29% de la
producción local de crudo, ya que el consumo interno de derivados solamente se incrementó en un 12%
en el último quinquenio.
No obstante las empresas petroleras acusaron grandes inversiones en exploración, las reservas
probadas de crudo se mantienen en el mismo nivel que en la década anterior. Como resultado, la
expansión de la actividad tiende a disminuir la relación Reservas/Producción.
El crecimiento en la producción de crudo originó un aumento de la producción de gas natural del orden
del 33% entre 1990 y 1995.
Debido a que el consumo final interno de gas natural se encuentra supeditado a la evolución de la
actividad económica en el país, las empresas petroleras se propusieron expandir el empleo del gas en
las centrales eléctricas y en la búsqueda de mercados externos para el gas natural nacional. El primer
acuerdo de exportación fue realizado con Chile debido al tamaño del mercado y su ubicación respecto de
las reservas.
En la industria eléctrica, el proceso de generación también manifestó un elevado dinamismo desde
1992. No obstante, el 61% de la capacidad adicionada correspondió a centrales hidroeléctricas que ya se
encontraban en construcción con fondos públicos anteriores de la reforma.
La incursión en servicio de estas centrales hidroeléctricas originó una baja en los precios de la
electricidad en el mercado mayorista spot. A pesar de este contexto inapropiado del mercado eléctricos,
los inversores privados pusieron en marcha una gran cantidad de MW en centrales térmicas.
Las centrales térmicas instaladas desde el año 1993, tuvieron desde el punto de vista operativo,
ventajas importantes respecto de las centrales térmicas existentes. La ventaja principal consistía en la
disponibilidad de gas natural a menor costo y sin limitaciones estacionales.
Las primeras inversiones privadas se radicaron en el área del Comahue, debido a que esa región posee
gran disponibilidad de gas natural a bajo costo. El 69% de la capacidad añadida por las centrales
térmicas hasta 1995 se instaló en el Comahue.
No obstante, el incremento de la oferta en el Comahue, tanto térmico como hidráulico, manifestó
rápidamente el desajuste del sistema de transporte.
A partir del año 1995 se manifestó un crecimiento de la competencia entre los generadores por la
captación de clientes en el mercado a término y por la realización de inversiones que mejoren su
competitividad. En un principio, se dio una traslación de nuevas inversiones hacia el Noroeste Argentino
(NOA), particularmente la provincia de Tucumán, donde también existe disponibilidad de gas natural a
bajo precio durante todo el año y menores limitaciones de la red de transporte.
Luego, se originó una mayor interés de los generadores situados en los grandes centros de consumo
por lograr una mejora en su competitividad frente a los nuevos generadores.
El dinamismo inicial de las empresas petroleras en la expansión de la capacidad de generación eléctrica
está propulsando una mayor competencia entre los generadores provocando nuevas inversiones, que
peculiarmente ocurren en un entorno de precios decrecientes en el mercado eléctrico.
Como consecuencia de este proceso, la industria eléctrica esta sufriendo una dependencia creciente
del gas natural, tanto en lo concerniente a su disponibilidad como al precio. Se está dando una reversión
de la política histórica de concederle mayor independencia al sector eléctrico respecto de la industria
petrolera, que es la actualidad quien lidera el mercado del gas natural.
Desde el punto de vista de los usuarios, esta reforma regulatoria representó aumentos significativos en
las tarifas eléctricas y más aún del gas natural, no obstante el Estado implementó en un comienzo
subsidios a las concesionarias privadas para moderar los incrementos de precios. En el caso eléctrico,
estos aumentos se sintieron menos gracias a la baja del precio spot en el mercado mayorista.
Contrariamente, el precio promedio del gas natural en boca de pozo sufrió un aumentó significativo
desde 1989.
Los derivados tienden al alineamiento de sus precios con los internacionales. El contexto del mercado
internacional, con una disminución del 34% del precio del barril WTI entre 1985 y 1995, no obstaculizó el
aumento de los precios internos de los derivados livianos, particularmente la nafta súper. Sin embargo, el
aumento del valor de la nafta super para las empresas petroleras fue notoriamente mayor durante el
mismo período (100%), debido a que el Estado resignó la captación de parte de la renta petrolera
reduciendo los impuestos que recaen sobre la comercialización de las naftas.
Estos aumentos se encuentran condicionados al hecho de que con anterioridad a la reforma, los precios
internos no estaban alineados con los internacionales.
Las potestades que se ha guardado el Estado como autoridad reguladora y responsable del
establecimiento de la política energética nacional son:
Especificación de una política energética y los instrumentos para su implementación
La regulación del comercio exterior de la energía
El cuidado del medio ambiente
La legislación que rige actualmente le cede al Estado los recursos energéticos en general y los
hidrocarburos en particular, y como consecuencia, es el Estado quien autoriza o concesiona a
operadores privados las zonas para su exploración y producción.
En lo concerniente al petróleo crudo, luego de la desregulación petrolera los operadores de cada
yacimiento poseen libre disponibilidad del crudo por ellos extraído. La libre disponibilidad supera los
límites del mercado interno y abarca también a las exportaciones y eventuales importaciones, que se
hallen gravadas con tasa o derecho alguno.
También son de libre disponibilidad para los operadores el 70% de las divisas originadas por sus ventas,
tanto en el exterior como en el mercado interno. La liberación del comercio exterior se extiende a los
derivados de petróleo.
La principal limitación para la expansión de las exportaciones argentinas de crudo y de la producción
local consiste en la evolución de las propias reservas, cuyo horizonte es muy limitado, particularmente
para los operadores más dinámicos en la producción.
En el caso del Gas Natural y la electricidad, es necesaria una autorización expresa del Estado para cada
exportación específica.
Contrariamente al mercado petrolero, los compromisos de exportación de gas natural poseen un
horizonte de largo plazo, y por consiguiente, son necesarias reservas suficientes para afrontar los
compromisos de exportación sin afectar el abastecimiento interno. También en el caso de las
exportaciones de gas natural, las disponibilidades de reservas desempeñaran un papel relevante para
viabilizarlas, aunque el Estado posea los medios legales para obstaculizarlas.