Funcionamiento. Evolución de la Demanda. Consumo energético final

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1 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.

2 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 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 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 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 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 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 ( ) 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.

3 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 ( y ), 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 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.

4 - 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

5 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

6 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 elevado potencial gasífero, una producción mayor a los 200m 3 /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.

7 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 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 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

8 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 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.

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