“La Energía Eléctrica en la Argentina”*

La Energía Eléctrica en Argentina.

Descripción del Sector y mal uso de los Subsidios.

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“La Energía Eléctrica en la Argentina”*

Una descripción del sector, y el mal uso de los subsidios.

* por Matías Martínez Farkas



1

ABSTRACT

En la Argentina, a partir del año 2006 y durante toda una década se observó una

situación crítica en el sector energético, producto en parte, de no tener una política

energética adecuada y sustentable de largo plazo. Asimismo, es notorio como otros

factores, como la inflación, han llevado al poder político anclar el precio de la

energía eléctrica "barata", para no asumir el real valor de la misma y el costo

político consecuente.

El presente trabajo, hará una revisión histórica de la situación, analizando los

componentes de la generación, y demanda a nivel nacional, conjuntamente con la

disminución en la calidad de servicio brindado a los usuarios a través del tiempo.

También se hace una revisión del Marco Regulatorio, para saber cómo estamos

hoy, y hacia dónde vamos en términos regulatorios.

Por otro lado, se focaliza en los subsidios al sector eléctrico y el efecto inequitativo

entre las distintas regiones concesionadas a las empresas distribuidoras. Se

describe como el marco regulatorio del sector convivió, con un esquema de

subsidios, a las industrias, residentes y comercio en general, que terminó

desvirtuando la percepción del usuario, de lo que realmente vale la energía

eléctrica en nuestro país.

Además, se hará un enfoque crítico a las últimas medidas tomadas por el Gobierno

en términos de Política Tarifaria.

Por último se abordará la situación comercial externa, seguido de propuestas y

conclusiones para el sector en los próximos años.



2

Índice

Página

1. Introducción…………………………………………………………………..……… 3

2. El Marco regulatorio y breve descripción del Sector Eléctrico en Argentina...…...... 4

3. Antecedentes y la Situación Actual…………………………………………………...9

3.1 Generación (Oferta)………………………………………………………11

3.2 Demanda………………………………………………………………….14

4. Fijación del Precio…………………………………………………………….……..16

4.1 El precio y su relación con los combustibles……………………………..19

5. Los Subsidios y el Gasto Público……………………………………………………21

6. Desigualdad entre Subsidios y Tarifa………………………………………………..22

6.1 Tarifa Media Con Subsidios (Residencial, Comercial e industrial)………22

6.2 Tarifa Media Sin Subsidios (Residencial, Comercial e industrial)………26

7. El Balanza Comercial en el Sector Eléctrico………………………………………...31

8. Análisis de la reciente Política Tarifaria y su Enfoque Crítico……………………..32

8.1 Enfoque Crítico…………………………………………………………...34

9. Conclusión y propuestas……………………………………………………………..35

10. Bibliografía……………..…………………………………………………………..39



3

1. Introducción

Durante la última década las condiciones del servicio de electricidad se han ido

modificando paulatina y sucesivamente en todo el país. Desde información para el buen

uso del aire acondicionado a 24 °, hasta planes de uso racional de la energía, todo era

necesario y casi suficiente, para poder transcurrir un verano con la menor cantidad de

cortes posibles. ¿Qué fue lo que pasó?, ¿como la desidia en la planificación y diseño de

la Política Publica influyó en que un nuevo gobierno deba afrontar, el costo político del

sinceramiento en el precio de consumo de los Servicios Públicos? (Gas, Agua,

Electricidad).

A modo de introducción, en los últimos años, cambió drásticamente el consumo

de la energía eléctrica promedio de cada hogar, comercio e industria. Producto de una

energía eléctrica de tarifa congelada y barata, que hizo incrementar considerablemente

la demanda energética, pasando en 10 años de consumir un hogar promedio 160 kilo

watt hora (kwh) a 215 kwh por mes. Por supuesto esto también fue, en parte, al

crecimiento en la demanda interna debido a que existe fuerte correlación entre

crecimiento económico y demanda energética1. Los cambios en la conductas de

elección, por ejemplo, en como calefaccionar un ambiente, llevaron a la sustitución de

equipos de gas, por equipos eléctricos2; como también en cocinas, eso origino un

cambio en la forma de construir edificios, haciéndolos dependientes de la energización

eléctrica, de esta manera incrementando la demanda y la conflictividad social a la hora

de hacer reclamos por cortes de suministro eléctrico.

Por supuesto que para solucionar el problema desde sus orígenes, el primer paso

más importante es reconocer la magnitud del problema; y trabajar sobre las causas para

solucionarlo y lo que ocurrió en la Argentina durante mucho tiempo fue la negación de

un importante déficit en la capacidad de generación eléctrica, como así también un

grave problema en las redes de distribución, que fue paulatinamente desgastando el

ánimo social respecto a cómo ven los usuarios la calidad de los servicios públicos en

general y en particular a la energía eléctrica.

1 En el informe de energía INDEC, establece que el coeficiente de correlación es del 92% en los últimos 5 años del ciclo económico en crecimiento. 2El informe 2015, realizado por el área comercial de Mercado Libre, donde identifica dentro de los cinco (5) artículos más buscados fueron aire acondicionados frio/calor, como producto que sustituyó otras formas de calefacción a gas.



4

2. El Marco Regulatorio y breve descripción del Sector Eléctrico en Argentina

Para entender la realidad de estos últimos años, es importante hacer memoria y

describir cómo se fue desencadenando la distinta normativa que regulaba el sector

eléctrico.

Hacia 1990, prácticamente toda la industria de suministro eléctrico de la

Argentina estaba controlada por el sector público. El Gobierno controlaba las empresas

nacionales de electricidad AyEE3, SEGBA e Hidronor. Por otro lado, diversas

provincias argentinas operaban sus propias empresas de electricidad. La administración

ineficiente y el inadecuado nivel de inversiones en bienes de capital, reinantes bajo el

control de los gobiernos nacional y provincial, fueron en gran medida responsables del

deterioro de los equipos físicos, la disminución de la calidad del servicio y las pérdidas

financieras en aquellos años.

En 1991, el Gobierno Nacional, al mando del ex Presidente Carlos Menem,

inaugura un plan económico que encaró un amplio proceso de privatización de las

principales industrias estatales, debido a que existía un alto déficit fiscal con el

agravante de una economía en crisis e hiperinflacionaria. Para ello introdujo una serie

de reformas como ser la Ley de reforma del estado 23.689/89, donde permitió la

participación del capital privado, para realizar las obras que los Estados Nacional o

Provincial no podía afrontar. Esto llevó a privatizar muchas empresas estatales

incluyendo los sectores de generación, transporte y distribución de electricidad.

En enero de 1992, el Congreso de la Nación aprobó el Marco Regulatorio

Eléctrico bajo la Ley 24.065. El objetivo de la Ley fue el de modernizar el sector

eléctrico promoviendo la eficiencia, competencia, mejora en la calidad de servicio y

promoción de la inversión privada. Además esta ley estableció las bases del Ente

Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y otras autoridades del sector, la

administración del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la fijación de precios en el

mercado spot, la determinación de tarifas en negocios regulados y la evaluación de

activos a ser privatizados.

3 Agua y Energía Electrica fue creada en 1947en presidencia de Perón, empresa dedicada a la producción, distribución y comercialización de la energía eléctrica.



5

Esta Ley también tuvo un profundo impacto a nivel provincial, dado que todas

las provincias prosiguieron con los lineamientos regulatorios e institucionales

determinados por la Ley.

Bajo esta Ley 24.065, los servicios de transmisión y distribución de electricidad

son considerados servicios públicos y definidos como monopolios naturales. Dichas

actividades se encuentran completamente reguladas por el Gobierno y requieren de una

concesión. Si bien los contratos de concesión para con los distribuidores no imponen

parámetros de inversión específicos, los distribuidores deben conectar todo nuevo

cliente/usuario que así lo requiera, afrontando de esta manera todo incremento en la

demanda.

La expansión del sistema de transporte existente por sus respectivos

concesionarios no se encuentra restringida. Por el contrario, el segmento de generación

eléctrica, si bien regulado por el Gobierno, no es considerado monopólico y se

encuentra sujeto a libre competencia de nuevos participantes en el mercado. La

operación de centrales hidroeléctricas requiere de una concesión por parte del Gobierno.

Por medio de esta ley, que no ha sido derogada y que establece el marco para la

regulación del sector eléctrico desde su privatización, se diferenció la generación, el

transporte, y la distribución de electricidad como actividades comerciales distintas y se

determinó la normativa aplicable a cada una de dichas actividades.

Desde la generación eléctrica, tiene lugar en un mercado mayormente

competitivo, donde las empresas explotan plantas de generación de electricidad y

venden su producción en el mercado mayorista, operado por la Compañía

Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA).

A enero de 2016, la capacidad instalada de Argentina reportada por CAMMESA

es de 33.631 MW, de los cuales el 61% correspondía a centrales termoeléctricas, el 33%

a centrales hidroeléctricas y el 5% a centrales nucleares, mientras que menos del 1% era

atribuible a fuentes renovables (eólica y fotovoltaica).



6

Potencia Instalada, por Región:

Fuente: Cammesa

Desglosado por tipo de generación, los generadores argentinos incluyen 35

compañías de generación térmica, 20 compañías de generación hidroeléctrica, 2

compañías binacionales de generación hidroeléctrica (Yaciretá y Salto Grande), y una

compañía nacional de generación nuclear, Nucleoeléctrica S.A. – NASA (Centrale

Nuclear Atucha I, Central Nuclear Atucha II4, la Central Térmica Guillermo Brown5 y

Embalse).

Por otra parte, al constituir servicios públicos que se prestan en condiciones de

monopolio natural, el transporte y distribución de electricidad son sectores regulados,

donde los servicios se llevan a cabo a través de las empresas concesionarias de acuerdo

a lo dispuesto en los respectivos Contratos de Concesión, otorgados por el Poder

Concedente6.

Las empresas de transporte, tienen una concesión para transportar energía

eléctrica desde el punto de suministro mayorista de dicha energía hasta los

distribuidores, estando sujetas al cumplimiento de estándares de seguridad y

confiabilidad. Asimismo, son responsables de la operación y el mantenimiento de las

redes, no así de la expansión del sistema7. La actividad está subdividida en dos

sistemas: el Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de Alta Tensión (a cargo de

Transener), que opera a 500 kv (Kilo Voltio) y transporta energía eléctrica entre

regiones, y el Sistema de Distribución Troncal (a cargo de las empresas Transcomahue, 4 Esto es teniendo en cuenta la potencia en puesta en marcha a prueba que en Agosto 2015 genero 719,8 MW. Recientemente, con fecha 27 de Mayo de 2016 se le otorgó la Licencia de Operación a Atucha II, la misma fue otorgada por la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN). 5 También con potencia puesta en marcha a prueba con 220 MW de generación. 6 Existen distintos niveles de concesión contractual, (Nacional, Provincial y Municipal). Generalmente las Nacionales y Provinciales están relacionadas a contratos de Generación y Transporte, mientras que las municipales dirigidas a la distribución de la energía eléctrica. Un ejemplo de los contratos de concesión municipal son las Cooperativas Eléctricas en el interior del país. 7 Esto, genera un alto costo para las empresas de distribución eléctrica, que deben afrontar las obras de expansión de estaciones transformadoras.



7

Transnoa, Transnea, Transpa, Transba y Distrocuyo), que operan los sistemas

Regionales de transmisión a 132/220 kv.

El sector de la Distribución está conformado por: las Distribuidoras EDENOR y

EDESUR en el área metropolitana, empresas públicas provinciales; empresas privadas y

cooperativas. Cabe señalar, que mientras las tarifas minoristas para las primeras dos

empresas (EDENOR, EDESUR) pertenecen a la jurisdicción nacional y están reguladas

por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), el resto de las distribuidoras

están sujetas a normativas regulatorias provinciales.

La fuerte disparidad de las tarifas de distribución vigentes para el área

metropolitana de la Ciudad de Buenos Aires y el Gran Buenos Aires respecto de las

vigentes en el resto del país, deviene fundamentalmente de la ausencia de revisiones

tarifarias en el área regulada por el ENRE, que ha mantenido la tarifa en valores

fuertemente distorsionados y desactualizados respecto a los que hubieran resultado de

aplicar los mecanismos previstos de Revisión Tarifaria Integral (RTI) en los plazos y

con los mecanismos previstos en la ley 24.065. No obstante, es importante aclarar que

las diferencias en los valores tarifarios entre las diversas empresas distribuidoras en el

territorio nacional no se deben a divergencias en el valor de la energía consumida, ya

que la energía es suministrada por el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) siendo el

precio de la misma único para todo el país.

Las diferencias de los precios vigentes entre las distribuidoras son debidas

fundamentalmente a la diferencia en los márgenes de distribución de cada empresa

distribuidora. En efecto, la ausencia de revisión tarifaria para las distribuidoras ha

provocado una fuerte descapitalización de estas empresas durante los últimos años.

Habiendo utilizado paliativos para mitigar la ausencia de esa revisión tarifaria

mediante acuerdos entre la Nación y algunas Provincias lo que se llamó “Programa de

Convergencia de Tarifas Eléctricas y Reafirmación del Federalismo Eléctrico en la

República Argentina”8. A través del mismo se acuerda, entre otros aspectos, la

estabilización de las tarifas eléctricas y las acciones necesarias para la convergencia

8 El plan contemplaba la vinculación e integración energética a todo lo largo y ancho de Argentina, con especial énfasis en las regiones más postergadas, con el fin de mejorar la calidad de vida de los habitantes, generando infraestructura para recuperar el empleo y la industria nacional, y desarrollar la actividad económica en general de todas las economías de nuestro país. Las provincias que firmaron Catamarca, La Rioja, Córdoba, Formosa, San Juan, Jujuy, Chaco, Rio Negro, Tucumán, Santa Cruz, Entre Ríos, Corrientes, Misiones, Neuquén, Santiago del Estero, Tierra del Fuego, Buenos Aires, Mendoza, La Pampa, Chubut, Salta, San Luis y Santa Fe.



8

tarifaria; así como, la financiación por parte de la Nación de un plan de inversiones en

obras de distribución9.

Esta situación ha sido atendida, parcialmente, por una serie de medidas

adoptadas por el nuevo Gobierno Nacional, que una vez asumido, dictaminó el decreto

134/2015 donde se declara la Emergencia Eléctrica Nacional, y que posteriormente

instrumentando la Resolución Ministerial 06/16 que significó un aumento en el cuadro

tarifario y por ende un incremento en los ingresos para dichas empresas distribuidoras,

todo ello a cuenta de una futura Revisión Tarifaria Integral (RTI).

Este aumento en el cuadro tarifario de las empresas de distribución es y debería

ser reflejado de acuerdo al marco regulatorio, mediante dos canales:

• El mecanismo del Pass Through, el cual, los distribuidores “pasan” a la

tarifa de los usuarios finales, los valores ajustados en función del costo

de comprar energía y potencia en el mercado mayorista, sin incluir

ningún tipo de margen de ganancia. Reflejando costos exógenos,

originados en el mercado mayorista, donde la determinación del precio se

realiza en forma horaria a partir del costo marginal (declarado por los

propios oferentes) de generar un MWh adicional para abastecer la

demanda del sistema en ese instante. Como consecuencia de ello, el

precio spot de la energía presenta, hora a hora, una variación, que luego

es compensada con el fondo estabilizador10.

• Y por otra parte, el costo propio o valor agregado de distribución (VAD)

que refleja el costo marginal de la prestación del servicio, e incluye los

costos de desarrollo e inversión en las redes, de operación y

mantenimiento y de comercialización, así como también las

depreciaciones y una rentabilidad razonable sobre el capital invertido.

9 El Plan de Convergencia Tarifaria, se había planificado en un principio en DOS (2) etapas, de las cuales solo cumplieron parcialmente la etapa I, de lo que se había prometido a las distintas empresas Distribuidoras provinciales. Sólo se avanzó en los pagos en las rendiciones de Mano de Obra presentadas por dichas empresas distribuidoras. 10 Las diferencias entre las compras al precio estacional sancionado (que realizan los distribuidores) y las ventas al precio spot en el mercado horario (que hacen los generadores) se acumulan en un Fondo de Estabilización cuyo saldo se incorpora en el cálculo del precio estacional del siguiente trimestre.



9

Por supuesto, que todo ello no quita que continúen, parcialmente, las

transferencias de CAMMESA con fondos del Tesoro Nacional, lo cual implica un

subsidio a los usuarios del área de Concesión de las Compañías11.

3. Antecedentes y la Situación Actual

Con la ruptura de las reglas de funcionamiento del sector eléctrico con la Ley de

Emergencia Económica N° 25.561, sancionada el 6 de Enero de 2002, se dispuso

pesificar las tarifas de los servicios públicos de gas y electricidad, donde se revocaron

todas las disposiciones relativas a ajustes de precio y los mecanismos de indexación

previstos en los contratos vigentes. Este esquema se perpetuó durante más de 13 años,

sin que hubiera más justificación que evitar medidas anti populares, mirando solo el

corto plazo y sin saber que en el largo terminaría afectando a la mayoría de los

ciudadanos por igual, reflejada en una merma en la calidad de servicio al menos lo que

se observa respecto a la Energía Eléctrica.

Se llevó adelante un modelo donde se congelaron las tarifas mientras se produjo

una fuerte devaluación haciendo cada vez más difícil las inversiones en el sector a nivel

distribución. De esta forma, se destruyó la ecuación económica de las empresas

distribuidoras en toda la cadena del sector eléctrico. Utilizando como compensación el

subsidio como ancla principal para distorsionar el precio justo de la energía12.

Por otro lado, ese abaratamiento relativo de los precios de la electricidad

exacerbó su consumo. Se multiplicó el uso de acondicionadores de aire y de otros

artefactos eléctricos y se descuidaron las prácticas de ahorro de energía. Se produjo así

una tenaza al limitarse la oferta y al potenciarse la demanda producto del crecimiento

basado en el consumo; llego la salida más difícil que fue el racionamiento. En el caso de

la electricidad, el instrumento es el corte de luz, como vemos en el siguiente gráfico.

11 Con el nuevo esquema tarifario producto de la Resolución 06/16, se quito parte de los subsidios, pasado de pagar las empresas distribuidoras un valor monomico promedio de $ 95 por MWh a $320 el MWh. Esto se reflejo en aumentos tarifarios, como se explico precedentemente mediante el mecanismo del pass througth y el Valor Agregado de Distribución (VAD). 12 El peso de los subsidios energéticos, en el último año antes de declarar la emergencia energética en 2016 fue en aumento. De acuerdo a las estadísticas de la Asociación Argentina de Presupuesto (ASAP), entre enero y octubre del 2014 Tesoro Nacional gastó unos $64.993,5 millones en subsidios

energéticos, un 65% más que hace un año atrás.



10

Como puede observarse en un término de 10 años, no solo que existieron más

cantidad de cortes que se multiplicaron por 5, sino que además la duración de los mismo

se intensifico pasando de 6.2 horas promedio, en 2001 a 19.4 horas promedio 13 años

después.

Otro indicador, que representa la paulatina desmejora en el sector eléctrico, es

ver la cantidad de reclamos al ENRE (Ente Nacional de Regulación Eléctrica), propios

de una deficiencia en las redes de distribución de casi todas las áreas concesionadas.

Cantidad de Reclamos al ENRE

Fuente: Elaboración propia, datos ENRE.

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

2011 2012 2013 2014 2015

Cantidad de

Reclamos ENRE



11

Según datos proporcionados por el ENRE la cantidad de reclamos en el 2011,

fue de 131.377 mientras que en el 2015 se multiplicaron por 4 veces, llegando a

531.527 reclamos anuales. Con lo cual, los problemas del sector eléctrico fueron

haciéndose cada vez más entramados y difíciles de comprender. Esto, a pesar de un

fuerte reclamo social, durante mucho tiempo impidió pensar en soluciones fáciles e

inmediatas.

3.1 La generación

Si analizamos las fuentes de generación eléctrica en nuestro país deviene

originada por CUATRO tipos de generación a saber:

• Térmica

• Hidráulica

• Nuclear

• Renovable (Solar, Eólico, Biogas, Micro Hidráulicas)

Fuente: Cammesa.

Analizando el gráfico de generación total en GWh, las barras indican la

generación neta (sin contemplar importaciones) del año 2014, mientras que la

generación en el país durante el año 2015, fue superior en todos los meses, salvo en los

meses de Octubre, Noviembre y Enero del 2015. En lo que va del año 2016 la

generación de energía eléctrica en argentina fue superando los años 2014 y 2015,

llegando a Marzo del 2016 con 10.805 Giga watt hora (GWh)13, un 8,9% menos que el

mismo mes del año 2015.

13 La unidad de medida utilizada generalmente para comparar es GWh, se puede pasar a MWh, multiplicando por 1.000. Además se estos valores se consideran netos de importaciones.



12

Participación de las Fuentes de Generación Eléctrica

Fuente: Cammesa.

Si analizamos cómo es la participación de cada fuente de energía respecto al

total, para Marzo de 2016 la que más aporta es la Térmica con un 67%, luego la

Hidráulica en un 26% seguido de la Nuclear en 5% y última la energía Renovable o

llamadas Verdes 2%14.

Respecto a la generación de energía renovable, el 23 de septiembre de 2015, se

sancionó la Ley 27.191, donde en su artículo 2° establece, que el objetivo es lograr una

contribución de las fuentes de energía renovable hasta alcanzar el 8% del consumo de

energía eléctrica nacional, al 31 de diciembre de 2017.

Al ser la Térmica unas de las fuentes de generación más importantes con un 67%

del total, los insumos necesarios para su generación, en su totalidad combustibles,

impactan o afectan en el precio final de generación por Mega Watt Hora (Mwh). Con lo

cual es común que en los períodos invernales al estar el Gas disponible destinado a la

gran demanda domiciliaria, aumente el precio y con ello también el precio de

generación de electricidad.

14 Cabe destacar en cuanto a las energías Renovables, (Fotovoltaicas, Eólicas, Biogas, Micro Hidráulicas), conlleva un costo de generación más superior al convencional, pero con un impacto neutro al medio ambiente. La Argentina sancionó la Ley 27.191 donde, se compromete llegar al 2017 en un 8% de la generación total.



13

Evolución de la Generación Neta Mensual por Tecnología (Año 2016)

Fuente: Cammesa.

Para lo que va transcurriendo el 2016, al mes de Marzo; si analizamos la

evolución de la tecnología utilizada en generación neta, podemos notar que la más

relevante es la de Ciclos Combinados con 4.539 GWh para el mes de Marzo de 2016,

seguida de la hidráulica con 2.776 GWh, luego turbina a gas con 1.330 GWh y más

atrás con 1.143 GWh la Turbo vapor.

Evolución de la Potencia Máxima Bruta 2002-2016

Fuente: Cammesa.



14

Si analizamos la serie 2002-2016 de potencia máxima bruta instalada, la

tendencia fue creciente, pero se acentuó mas la variabilidad (varianza) entre los años de

crecimiento a partir del 2012. El único año que fue menor al que le antecedía fue en

2015, con una caída del 0.4% respecto al 2014.

3.2 La Demanda

Para analizar la demanda de energía eléctrica debemos entender, que al elegir una

política energética subsidiada y por ende, durante tanto tiempo, un esquema de tarifas

congeladas, hizo que se modifique o intensifique el consumo de la energía. Esto por

ejemplo, se puede observar en cambios en la manera de construcción para vivienda15.

Como así también, el aumento de consumo eléctrico por encima de lo necesario, que se

produce a partir de esas tarifas artificialmente bajas. El costo ínfimo de la energía

eléctrica dentro del presupuesto familiar aparejó la compra excesiva de aparatos de

acondicionamiento de aire, calefacción y cocción.

Todo ello, conllevo en un aumento sostenido en la demanda durante los trece (13)

años del período 2002-2016; tal como lo refleja el siguiente gráfico:

Oferta Vs Demanda en el MEM. Período 2002-2016. (GWh)

Fuente: Cammesa.

15 Cada vez más se construyen edificios eléctricos, (Cocinas, Hornos, Estufas) esto hace aumentar el consumo promedio en Kwh de una familia tipo. Tener en cuenta que existe un fuerte grado de sustitución entre las energías para calefaccionar, o cocinar.



15

Durante el año 2002, tal como lo indican la barra gris del gráfico, la Argentina

demandaba (incluyendo las exportaciones)16 77.559 Gwh, pasando a demandar en el

acumulado del año 2008, 108.090 Gwh un 28, 2% más en 6 años y en 2015, 132.743

Gwh, un 18,57% más respecto del 2008. Si al período comprendido entre el 2002-2015

lo separamos en (CUATRO) 4 etapas, el período que mas crecimiento en la demanda

tuvo fue entre el 2002-2005, creciendo en promedio anual un 6,26%; seguido del 2006-

2008 con un promedio del 4,48% anual de crecimiento. Del 2009-2011 con un 2,66%

anual y por último el período 2012-2015 en 3,03% promedio anual.

Para el año 2016, se proyecta una demanda de 138.884 Gwh, un 4.6% más

respecto al 2015.

Analizando las pérdidas (energía que se pierde o descarga en la etapa de

transporte), el porcentaje fue decreciendo durante el período (2002-2016), tomando

como promedio para el año 2002 un 4.9% de pérdidas, y acumulando en el 2015 en

promedio un 3.1% de pérdidas en la energía transportada. De esta forma, una

disminución en el porcentaje de pérdidas, significa una mejora en la eficiencia en el

transporte, que se fue perfeccionando a lo largo del período 2002-2016.

Siguiendo con el análisis y entrado más en detalle en la composición de la

demanda, desde el punto de vista de los usuarios, la misma está integrada por:

Residenciales, Industria y Comercio en general.

Si observamos la demanda acumulada en el año 2015, en total que se demandó

132.743 Gwh, distribuidos de la siguiente manera: Un 42% a los Residenciales del total

demandado, luego le sigue el Comercial con un 29% y por último el Industrial con un

28% del total demandado.

Como así lo muestra el siguiente gráfico:

16 Que durante el año 2002, Argentina exportó 2.211 GWh, 1.909 a Uruguay, 285 a Paraguay ; 17 a Brasil.



16

Composición de la Demanda por tipo de Usuario. Acumulado 2015.

Fuente: Cammesa.

Desde el punto de vista geográfico, para el mismo año acumulado 2015, se nota

que la mayor participación en la demanda se encuentra en el Gran Buenos Aires, con un

37% del total, seguido por el Litoral (13%), Buenos Aires (11%), región Central (9%),

Noroeste (9%), Noreste (8%), Cuyo (6%), Patagónica (4%) y Comahue (4%).

Composición de la Demanda por Región. Acum.2015

Fuente: Cammesa

4. Fijación del precio

Para entender como fue evolucionando el precio monómico de la energía, que es

precio que las empresas distribuidoras debieran afrontar sin subsidios, hay que entender

que las diferencias entre el precio pagado por la energía consumida en cada región, solo



17

refleja costos diferenciales de transporte, siendo el valor de la energía el mismo para

cada horario.

El procedimiento era que la empresa CAMMESA, sancionaba para los

generadores un precio de venta de la energía, determinado hora a hora en base al costo

de generación (precio spot), y determinaba semestralmente el precio que pagan los

distribuidores (precio estacional). La brecha que surgía entre el precio spot y el

estacional es cubierta por un Fondo de Estabilización administrado por CAMMESA, el

cual cerraba durante los primeros años con un pequeño saldo positivo.

Sobrevenida la crisis 2001, y sancionada la Ley N° 25.561 de Emergencia

Económica, donde dispuso la pesificación de las tarifas de los servicios públicos a su

valor original en pesos y dejó sin efecto las cláusulas de ajuste, en tanto que todos los

precios regulados del mercado eléctrico (precios estacionales, costos variables de

producción, pagos de potencia y energía) fueron pesificados por medio de la Resolución

SE N° 2/02.

En este contexto, mediante Resolución SE N° 240/03 se estableció que para

determinar el precio spot de la electricidad, se asuma el costo de producción de las

usinas térmicas como si únicamente fueran alimentadas a gas natural, aunque en

realidad consumieran combustibles líquidos (fueloil y gasoil), cuyo costo es mayor. A

partir de entonces, las diferencias económicas entre los costos reales y los que podían

solventarse con los precios reconocidos, pasaron a ser cubiertas bajo el concepto de

“Sobrecostos transitorios de despacho”.

A medida que la disparidad precios/costos fue aumentando, el sistema comenzó

a requerir financiamiento externo, bajo la forma de transferencias por parte del Tesoro.

Particularmente, a partir del año 2006 se produjo un fuerte incremento de costos,

principalmente como consecuencia de las restricciones en la disponibilidad de gas

natural local para la generación eléctrica, lo cual obligó a reemplazarlo por

combustibles líquidos, fenómeno que se vio agravado por el aumento del precio

internacional de dichos combustibles. Esta situación ocasionó que se ampliara

significativamente la brecha precios/costos del sistema, requiriéndose aún más

financiamiento externo. Esto se resume que, en parte, la falta de actualización de los

márgenes de distribución, que si bien aumentaron parcialmente luego de la Resolución

06/2016 del Ministerio de Energía y Minería de la Nación (ver grafico a partir de enero

2016), está siendo compensada en forma decreciente mediante subsidios.



18

Como se comentó precedentemente, dado que en el resto del país los márgenes

de distribución se han ido ajustando, esta situación generó una fuerte disparidad de

tarifas entre las distintas zonas del país, lo cual a su vez escondía una profunda

inequidad territorial en la asignación de subsidios.

Fuente: Elaboración propia, datos Cammesa.

Observando el precio monómico de generación, en el período 2013 - 2016,

vemos que el precio estacional, (el que pagaban las empresas distribuidoras) era en

promedio de 95 pesos por Mega Watt ($/MW) para todo el período considerado, hasta

enero de 2016, donde el mercado regulariza parcialmente llevando a 320 $/MW en

promedio. (Res 06/16 del Ministerio de Energía y Minería de la Nación). El gap, o

diferencia entre los dos precios refleja la magnitud de transferencias (subsidios)

destinadas para mantener el precio estacional de generación plano.

El objetivo de la Resolución 06/16, es que el cambio en la definición de los

precios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) genere señales económicas, de tal

forma que aumente la inversión privada de riesgo, dirigida a incrementar eficientemente

la oferta e impulsando incentivos al ahorro y al uso adecuado de los recursos

energéticos por parte de los consumidores y/o usuarios.

También podemos observar, la evolución del precio real de generación de la

energía eléctrica, que comparado con el año 2014, 2015 y lo que va de 2016, tiene el

siguiente comportamiento.

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0e

ne

-13

ma

y-1

3

sep

-13

en

e-1

4

ma

y-1

4

sep

-14

en

e-1

5

ma

y-1

5

sep

-15

en

e-1

6

$/M

W

Evolución del Precio Monomico Vs Estacional

Precio Monómico de

Transporte ($/MW)

Precio Monómico

Estacional ($/MW)



19

Evolución del Precio de Generación 2014-2015-2016 ($/MWh)

El precio real de generación fue creciendo, en los últimos 3 años, si comparamos

Marzo del 2016 contra Marzo 2015 paso de 583 $/MWh a 896 $/MWh, esto origina el

problema, de aumento en la brecha entre el precio estacional y el precio de generación,

que debe ser compensado de alguna manera mediante subsidio.

4.1 El precio y su relación con el combustible

Uno de los factores que afectan al precio de la generación eléctrica, es el

consumo y precio de los combustibles utilizados para la generación térmica

convencional, debido a que es una de las tecnologías que más aporta a la generación

total.

Tipo de Tecnología Utilizada GWh (Marzo A/A)



20

Fuente: Cammesa

Analizando el cuadro, la generación térmica convencional representa al 63,27%

de la generación total para el mes de Marzo de 2016, manteniéndose en valores

simulares para otros meses de años anteriores, con esto se nota la relevancia en el

insumo - combustible Gas, necesario para su generación.

Insumos - Combustibles Relevantes Marzo/Marzo

Fuente: Cammesa

El gas es el más importante, con una media promedio móvil de 1.225 Miles de

Dam3. Seguido del Fuel Oil 244 miles de toneladas, Gas Oil con 178 metros cúbicos,

Carbón Mineral con 78 miles de toneladas.

Con lo cual la participación del Gas natural representa el (85%), seguido del

Fuel Oil (8%), Gas Oil (2%), Carbón mineral (2%) y Biodisel (0%).

Participación de los Combustibles en la Generación Eléctrica 2015

Fuente: Cammesa

Por lo tanto dado, la representatividad del gas natural como insumo, y la

correlatividad negativa entre el consumo del gas, que baja en períodos de invierno

producto a que se direcciona al consumo residencial (hogares/Comercios), el precio de



21

la generación real de la energía aumenta de abril hasta fines de agosto. (Ver Gráfico

Evolución del Precio de Generación).

5. Los Subsidios y el Gasto Público

En el contexto precedentemente descrito, el fenómeno de los subsidios

energéticos adquirió importancia macroeconómica; y sus efectos impactaron sobre toda

la economía nacional.

La existencia del congelamiento tarifario, y con la convivencia de los subsidios,

afectó al sector energético de sobremanera. Con ello, las empresas distribuidoras,

proveedoras de servicios públicos, fueron sometidas a arbitrarios procedimientos de

congelamiento tarifario en el contexto de una economía inflacionaria (con costos

crecientes e ingresos congelados). Ello llevó a las compañías a la descapitalización, el

deterioro patrimonial y la iliquidez.

Fuente: Elaboración Propia, datos ASAP (Asociación Argentina de Presupuesto)

Como se observa en el grafico que antecede, el porcentaje de los subsidios en

relación al gasto primario fue en 10 años multiplicado en 8.66 veces, generando una

grave crisis en las cuentas fiscales del sector público nacional no financiero. Este

mecanismo fue de utilidad para cubrir la diferencia de tarifa y el verdadero costo de

1.52.3

5.2

7

5.6

6.8

8.8 8.7

10.8

12.313.1

0

2

4

6

8

10

12

14

Subsidios Energéticos en % del Gasto Primario

% del Gasto Primario



22

generación, que utilizado durante 10 años, modifico la percepción de los usuarios

respecto al precio justo de la electricidad17.

6. Desigualdad de subsidios y tarifas

Como se expuso anteriormente, al tener un sistema eléctrico durante mucho

tiempo con tarifa congelada y costos crecientes18, hizo notar la figura de los subsidios

como relevante. Es por eso, que se pretende analizar como panel comparativo a 6

empresas distribuidoras que representan a más del 60% del mercado eléctrico. Para ello,

se comparara tarifas medias con subsidios y sin subsidios (a Septiembre del 2015) para

luego intentar demostrar la inequidad tarifaria existente en los tres sectores Residencial,

Comercial e Industrial. Y dentro del Residencial para distintos niveles de consumo

(30kwh, 150kwh, 300kwh, y 1000kwh).

Las empresas distribuidoras analizadas son:

EMPRESA Área

EDENOR Caba -Bs As

EDESUR Caba -Bs As

EDEMSA Mendoza

EPEC Córdoba

EDELAP La Plata

EPESF Santa Fe

6.1 Tarifas medias con subsidios

Si quisiéramos ver los resultados del cálculo de las tarifas medias vigentes para

el sector residencial, comercial e industrial de los SEIS (6) principales distribuidores de

17 Si bien en la última etapa del gobierno de la Dra. Cristina Fernández de Kirchner, existía un consenso generalizado sobre que la luz era barata en el área metropolitana, respecto a otros bienes y servicios de la economía, muchos desconocían el camino que había y hay de recorrer, para llegar al verdadero precio de generación. Hubo muchos reclamos respecto al porcentaje de aumento que vendría una vez sancionada la resolución 06/2016 del Ministerio de Energía y Minería Nacional, sin tener en cuenta el valor nominal del Kwh. Con lo cual, haber tenido durante mucho tiempo los subsidios, genero una distorsión en la percepción de la población respecto al verdadero valor del Kwh.. 18 Dentro de la estructura de costos de cualquier Empresa Distribuidora o Cooperativa, la principal variable que hizo crecer las costos fueron mayormente los Salariales conjuntamente con las Cargas Sociales e Impositivas. Es un común denominador que el porcentaje del salario dentro del costo total paso de un 48% en el 2005 a un 70% en el 2016.



23

electricidad de la República Argentina y que ponen en evidencia las inequidades

tarifarias vigentes. Podemos analizar y observar a las 6 empresas distribuidoras más

importantes que en total, que representan a más del 60% del mercado eléctrico.

Cuadro I: Tarifa media con subsidio $/kwh

EMPRESA Área Residencial Comercio Industrial

Consumo Mensual (kWh)

30 150 300 1000

EDENOR Bs As 0,155 0,096 0,069 0,161 0,16 0,092

EDESUR Bs As 0,156 0,097 0,07 0,163 0,161 0,092

EDEMSA Mendoza 0,178 0,127 0,192 0,277 0,408 0,215

EPEC Córdoba 0,815 0,671 0,71 1,038 1,138 0,148

EDELAP La Plata 0,407 0,167 0,133 0,453 0,319 0,142

EPESF Santa Fe 0,902 0,621 0,655 0,872 0,23 0,154

Fuente: Elaboración propia, en función de datos de ENRE Y ASAP

Si analizamos y comparamos la tarifa media de electricidad neto de impuestos, a

nivel residencial un usuario que consume 30kw/h mes, y reside en las áreas de

concesión de EDENOR o EDESUR (Área metropolitana y gran Buenos Aires), paga

por el servicio eléctrico 5,6 veces menos que los usuarios de Santa Fe o Córdoba y 2,75

veces menos que el promedio nacional.

Tarifas residenciales con subsidio en Argentina – 30 kw/h mes ($ por kw/h)

Fuente: Elaboración propia en base a los cuadros tarifarios vigentes.

Para el resto de los escalones de consumo analizados, la dispersión observada es

aún mayor. En el caso de consumos de 150 kw/h y 300kw/h mensuales que, es el rango

0.155 0.156 0.178

0.407

0.815 0.902

0.44

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Promedio



24

de consumo donde se ubica la mayor cantidad de usuarios; se observa que un residente

en Córdoba y Santa Fe, abonó tarifas por el servicio eléctrico hasta 10 veces más altas

que un residente del Gran Buenos Aires, y 4,3 veces superiores al promedio nacional.

Tarifas Residenciales con Subsidios 150 kw/h por mes ($ por kw/h)


Tarifas Residenciales con Subsidios – 300 kw/h por mes ($ por kw/h)


Si suponemos un residencial que su consumo es aún mayor, y se analiza un

escalón de consumo de 1.000 kw/h mes, en el área del Gran Buenos Aires se pagan

tarifas de electricidad 6,5 veces más bajas que en Córdoba o Santa Fe, y 3 veces más

bajas que el promedio de las provincias bajo análisis.

0.096 0.097 0.1270.167

0.6710.621

0.3

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

Promedio

0.069 0.07

0.1920.133

0.710.655

0.3

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

EDENOR EDESUR EDEMSA EDELAP EPEC EPESF

Promedio



25

Tarifas Residenciales con Subsidio en Argentina – 1000 kw/h por mes ($ por kw/h)


Por supuesto que a nivel Comercial, sucede algo similar, un abonado

comercial, en Gran Buenos Aires, abona tarifas eléctricas 7 veces más bajas que un

comercial en Córdoba y 2,5 veces menores que el promedio de las provincias bajo

análisis.

Tarifas Comerciales con subsidio. Potencia contratada 30 kw ($ por kw/h)


Si analizamos a nivel industria, observamos que la dispersión entre provincias es

menor a diferencia de los casos anteriores. Con una potencia contratada de 300 kw,

0.161 0.163

0.2770.453

1.038

0.872

0.49

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2


Promedio

0.16 0.161

0.4080.319

1.138

0.23

0.4

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

Prome…



26

radicado en Gran Buenos Aires (Área EDENOR; EDESUR) estaría pagando una tarifa

2.4 veces menos que una industria radicada en Mendoza y 1.5 veces menos que el

promedio de las provincias bajo análisis.

Tarifas Industriales con Subsidios. Potencia contratada 300kw ($ por kw/h)


6.2 Tarifas medias en argentina Sin Subsidios

Para analizar las tarifas medias Sin Subsidios que por definición, la misma es

igual a la suma de la tarifa media con subsidio y el subsidio medio propiamente dicho.

Haciendo una comparativa similar al apartado anterior, para las 6 empresas del sector

eléctrico de distribución y analizando que las mismas representan a más del 60% de los

usuarios por otro lado, teniendo en cuenta que los subsidios son uniformes por que van

a la generación eléctrica19; y que en el caso de algunas jurisdicciones provinciales,

implementaron algunas revisiones tarifarias, que permitieron actualizar los valores de

las tarifas, el peso relativo del subsidio es sustancialmente menor, respecto a la

proporción de los subsidios en el área metropolitana del Gran Buenos Aires.

Ilustrando el siguiente cuadro de las tarifas medias SIN subsidio, para las

principales empresas distribuidoras, analizando los niveles residencial, comercial e

industria:

19 Como se explico en el apartado "Fijación del Precio" el diferencial de precios era subsidiado a la generación eléctrica expresado en la factura, que es afrontado mediante las transferencias del Tesoro a CAMMESA.

0.092 0.092

0.215

0.142 0.148

0.1540.14

0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25


Promedio

Cuadro I: Tarifa media SIN

EMPRESA Area

30

EDENOR Gran BA 0,482

EDESUR Gran BA 0,481

EDEMSA Mendoza 0,51

EPEC Córdoba 1,133

EDELAP La Plata 0,735

EPESF Santa Fe 1,247


Para poder, identificar el peso de

respecto a la tarifa media sin subsidio, p

para Gran Buenos Aires (Ed

promedio plena, representa el 68%; no

28%.

Tarifa Residenciales 30 kw/h por mes ($ por kw/h)

Fuente: Elaboración propia

68% 68%

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4


Descripción del Sector y mal uso de los Subsidios

27

subsidio $/kwh

Residencial Comercio

Consumo Mensual (kwh)

30 150 300 1000

0,482 0,423 0,391 0,384

0,481 0,422 0,39 0,385

0,51 0,458 0,523 0,537

1,133 0,996 1,036 1,297

0,735 0,495 0,464 0,629

1,247 0,966 1,001 1,147


Para poder, identificar el peso de los subsidios, comparamos el subsidio medio,

respecto a la tarifa media sin subsidio, para tarifas residenciales hasta 30kwh por mes,

enor y Edesur) el componente de subsidios en la tarifa

promedio plena, representa el 68%; no así para córdoba y Santa Fe que representa el

Tarifa Residenciales 30 kw/h por mes ($ por kw/h)

Elaboración propia en base a los cuadros tarifarios vigentes.

68% 65%

45%

28%

28%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Tarifa S/Sub

Subsidio

% del Subsidio en

Tarifa


cripción del Sector y mal uso de los Subsidios.

Comercio Industrial

0,443 0,361

0,442 0,359

0,692 0,481

1,419 0,415

0,602 0,411

0,527 0,435

los subsidios, comparamos el subsidio medio,

hasta 30kwh por mes,

nor y Edesur) el componente de subsidios en la tarifa

para córdoba y Santa Fe que representa el

Tarifa Residencial


Tarifas Residencial


Para residentes, entre 150 y 300 hw/h, que es donde

usuarios, el comportamiento de los subsidios representan

observamos para residenciales de 300

abonara sólo el 18 % de la tarifa sin subsidios, es decir que el subsidio representa el

77% 77%

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

82%82%

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2



28

Tarifa Residencial -150 kw/h por mes ($ por kw/h)


Tarifas Residencial – 300kw/h por mes ($ por kw/h)


Para residentes, entre 150 y 300 hw/h, que es donde está la mayoría de los

usuarios, el comportamiento de los subsidios representan también, una disparidad, si

para residenciales de 300 kw/h de Edenor y Edesur, de la tarifa plena

% de la tarifa sin subsidios, es decir que el subsidio representa el

77%72%

66%

33%

36%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

Tarifa S/Subsidio

Subsidio

% del Subsidio

82%

63%

71%

31%

35%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

Tarifa S/Subsidio

Subsidio

% del Subsidio



la mayoría de los

, una disparidad, si

r, de la tarifa plena

% de la tarifa sin subsidios, es decir que el subsidio representa el

82% de la tarifa, mientras si residen en las provincias de Santa Fe y Córdoba paga

69 % y 65% -respectivamente

35% -respectivamente- de la tarifa.

Tarifas Residenciales


Para mayores consumos residenciales (1000 kw/h mes) los residentes usuarios

del Capital Federal y alrededores, (Edenor, Edesur) abonan el 42% de la tarifa plena,

mientas que los residentes en Córdoba y Santa Fe pagan el 76%

80% -subsidio 20%-, respectivamente.

Si analizamos a los usuarios comerciales

es similar a la descripta para los residenciales. Un usuario comercial cliente de

EDESUR ó EDENOR abona el 36% de la tarifa

Córdoba (EPEC) abona el 80% de su consumo a tarifa plena,

subsidio en tarifa-.

58%

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4



29

mientras si residen en las provincias de Santa Fe y Córdoba paga

respectivamente- de la tarifa plena y el subsidio representa sólo e

de la tarifa.

Tarifas Residenciales – 1000 kw/h por mes ($ por kw/h)




mientas que los residentes en Córdoba y Santa Fe pagan el 76% - subsidio 24%

, respectivamente.

usuarios comerciales o de pequeñas industrias, la situación

similar a la descripta para los residenciales. Un usuario comercial cliente de

R abona el 36% de la tarifa - 64 % de subsidio-, mientras en

abona el 80% de su consumo a tarifa plena, - solo recibe u

58%

48%

28%

20%

24%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

Tarifa S/Subsidio

Subsidio

% del Subsidio



mientras si residen en las provincias de Santa Fe y Córdoba pagan el

l subsidio representa sólo el 31% y



subsidio 24%- y el

o de pequeñas industrias, la situación

similar a la descripta para los residenciales. Un usuario comercial cliente de

, mientras en

solo recibe un 20% del

Tarifa S/Subsidio

Tarifas Medias Comerciales


Considerando el peso o participación relativa de los subsidios sobre la tarifa a

nivel industrial es aún mayor en relación a prácticamente todas las demás categorías

analizadas (Comercial y Residencial), mientras que presenta una menor disparidad a

nivel nacional, tal como lo muestra el siguiente gráfico.

Tarifas Medias Industriales. Potencia Contrat


64%64%

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

75% 74%

55%

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6



30

Tarifas Medias Comerciales. Potencia Contratada 30kw ($ por kw/h)



es aún mayor en relación a prácticamente todas las demás categorías


nivel nacional, tal como lo muestra el siguiente gráfico.

Tarifas Medias Industriales. Potencia Contratada 300 kw ($ por kw/h)


64%

41%

47%

20%

56%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

Tarifa S/Subsidio

Subsidio

% del Subsidio

55%65%

64%

65%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Tarifa S/Subsidio

Subsidio

% del Subsidio



($ por kw/h)


es aún mayor en relación a prácticamente todas las demás categorías


ada 300 kw ($ por kw/h)

Tarifa S/Subsidio



31

La participación de los subsidios, en la tarifa plena para industrias con potencia

contratada de 300 kw, en el área de EDESUR y EDENOR es del 74% y 75% mientras

que en córdoba 64%, Santa Fe del 65% y Mendoza 55%. Si bien, se observa un alto

nivel de subsidios, los mismos son similares para las 6 regiones concesionadas.

En consecuencia, se observa, una inequidad tarifaria en el uso de los subsidios,

que impacto a todos los casos analizados (Residencial, Comercial e Industrial).

7. El Balance Comercial en el Sector Eléctrico

En todos estos años de crisis en nuestra matriz energética, la Argentina, mantuvo

un balance comercial negativo, en lo que respecta a la energía eléctrica. Nuestras

principales relaciones comerciales se fueron dando con nuestros vecinos y socios

comerciales, a saber: Brasil, Uruguay, Paraguay y Chile.

Si analizamos el período 2002-2016, solo exportamos más de lo que importamos

en dos años, 2004 y 2006, principalmente a causa de generar exportaciones a Uruguay

en 1810 Gwh y 2023 Gwh respectivamente.

Balance Comercial (Expo - Impo) en GWh

Fuente: Elaboración propia. Datos Cammesa

Del 2007 al 2011, la mayor cantidad de Gwh importado provino de Brasil, que

se correlacionaba con una necesidad de crecimiento económico para la Argentina y la

región. Durante el 2014, y 2015 caen las importaciones del país Brasilero, pero es

compensada por las importaciones que devienen de Uruguay y Paraguay, siguiendo con

el persistente déficit comercial. En lo que va del 2016, tenemos un déficit de 283 Gwh,

974

-2882

-1600

-3500

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16



32

pero es muy inferior a lo que se venía en otros años como por ejemplo fue el 2015.

Existen indicios que, con el nuevo esquema tarifario impuesto por el Gobierno

Nacional, mas en particular con la implementación del Plan Estímulo20, se prevé una

caída en el consumo respecto de otros años anteriores, eso daría la posibilidad de que se

revierta el déficit comercial que marco durante más de 13 años a nuestro país. (Línea de

tendencia).

Por otro lado, y en relación a los combustibles, se denota un alto porcentaje de

generadores en base a petróleo y gas (85%), siendo estos importados en buena parte,

esto también significó un incesante drenaje de divisas al exterior, que a causa de ello, en

parte, se explica la merma de reservas en el Banco Central y una irresponsabilidad en el

manejo de los recursos con el medio ambiente21.

8. Análisis de la reciente Política Tarifaria y su Enfoque Crítico

Al asumir el gobierno electo, posterior al 10 de Diciembre de 2015, se suscitaron

un conjunto de medidas que tendieron al llamado enfoque del sinceramiento tarifario.

Por supuesto esto se propagó a todos los servicios básicos (agua, gas, luz) e insumos

productivos, como ser el combustible, etc.

En lo referente al sector de la energía eléctrica, se tomaron medidas, como ser el

Decreto 134 del 16 de diciembre de 2015, donde se declaró la emergencia del Sector

Eléctrico Nacional con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2017 y que, a su vez, dicho

Decreto instruyó al Ministerio de Energía y Minería para que elabore, e implemente un

programa de acciones que sean necesarias en relación con los segmentos de generación,

transporte y distribución de jurisdicción nacional, con el fin de adecuar la calidad y

seguridad del suministro eléctrico y garantizar la prestación de los servicios públicos de

electricidad en condiciones técnicas y económicas adecuadas.

El Ministerio de Energía y Minería de la Nación con la Resolución 6/2016

modifica el precio de compra de la energía, para la empresas distribuidoras, que luego,

20 A grandes rasgos el Plan Estímulo, intenta premiar a los que ahorren energía. Se comparan los consumos del mes respecto al mismo período del año anterior, y si ahorro entre un 10 a un 20%, implica un cuadro tarifario más económico, que es más barato si ahorran más de un 20%.

21 Derivado de la generación por quema de gas y petróleo en exceso, se produce un incremento innecesario de las emisiones de CO2. Parte de esta cuestión proviene del consumo excesivo y derroche innecesario de recursos por tener un precio de energía durante tanto tiempo congelado, sobre todo para los sectores sociales que pueden pagar un costo que remunere adecuadamente la prestación del servicio.



33

cada Autoridad de Aplicación Provincial, trasladó al cuadro tarifario a través del

mecanismo del Pass Through.

Si bien los efectos de la medida, fueron para consumos posteriores al 26 de

Febrero del 2016, repercutieron en las ecuaciones económico financieras de las

empresas distribuidoras a partir de Mayo del corriente, existiendo insuficientes datos

estadísticos, para evaluar a priori, si hubo una mejora en lo que respecta a la

distribución.

En lo que respecta al análisis de los subsidios, el nuevo enfoque tarifario, hace

desaparecer los subsidios al consumo de la energía, se suprimió la leyenda en las

facturas “tarifa con subsidio nacional”, y el usuario recibe una tarifa plena, con

esquemas de Tarifa Social y/o Plan Estímulo. Manteniéndose parcialmente el subsidio a

la oferta/generación”. De manera tal, que el nuevo esquema tarifario, hizo desaparecer

en principio, la distorsión que se explicara en el punto 6 del presente trabajo.

Analizando el Grafico, a nivel generación, observamos la línea roja, es el precio

por Mega Watt, que deben afrontar las empresas distribuidoras al comprar energía, y la

línea azul, el precio de generación. La diferencia, es el subsidio a la oferta, que

comparado los meses (posterior a la entrada en vigencia de la Res 6/16) respecto al

mismo mes del año anterior (2015), se nota una disminución en el subsidio medido en

dólares, que acumulado a Mayo de 2016, representa unos 522 millones de dólares.

Subsidios a la Generación en Electricidad (en U$S)

Febrero Marzo Abril Mayo Total

2016 $ 500,006,098 $ 374,582,605 $ 468,000,858 $ 677,915,712 $ 2,020,505,273

2015 $ 609,930,495 $ 663,958,919 $ 534,878,412 $ 734,535,117 $ 2,543,302,943

Diferencia -$ 109,924,396 -$ 289,376,314 -$ 66,877,554 -$ 56,619,405 $ -522,797,670

Fuente: Elaboración propia, datos CAMMESA.

495.6

906.6

95.3328.1

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0

en

e-1

3

ab

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3

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13

oct

-13

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4

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4

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-14

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5

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5

jul-

15

oct

-15

en

e-1

6

$/M

W

Evolución del Precio Monomico Vs Estacional

Precio Monómico de

Transporte ($/MW)

Precio Monómico

Estacional ($/MW)



34

Por supuesto que esta disminución del subsidio depende de factores estacionales,

pero la tendencia indica, que efectivamente el “sinceramiento tarifario” redujo la

permanente inyección de subsidios a la generación, y que si no existe una nueva

revisión tarifaria integral, a medida que transcurre el tiempo, se van desvaneciendo los

efectos positivos de la medida. En mayo del 2016, la reducción en el subsidio fue de 56

millones de dólares.

8.1 Enfoque Crítico

Analizando los errores que existieron a la hora de la implementación en la

Política Pública; desde mi punto de vista, se pueden canalizar en tres aspectos:

a) Malas estrategias de comunicación a toda la sociedad: No fue comunicado

correctamente de tal manera que se minimicen los costos políticos de aplicar

“el sinceramiento”. Es decir, existieron conferencias de prensa solo

anunciando los aumentos tarifarios en porcentajes absolutos para las distintas

categorías tarifarias, (300%, 400%). Quizás, una mejor explicación,

mediante una técnica comparada con los precios relativos de otros bienes y

servicios en la economía (por ejemplo el DirecTV, Cable Visión, o

simplemente Cigarrillos), versus lo que termina pagando de energía eléctrica

un usuario promedio en su departamento; hubiera resultados más digerible a

la opinión pública. Más aun en un contexto político, donde la principal

oposición (FPV), utilizó políticamente esta medida, para cambiar el lema de

“sinceramiento” por otro de “política regresiva y ajuste”.

b) Problemas de implementación al sector más vulnerable: Se implementó un

esquema de Tarifa Social, para el sector más vulnerable de la economía, pero

muchos en el interior del país quedaron afuera, (ejemplo no contemplaba,

usuarios rurales, ni clubes de barrios). Además existieron problemas de

facturación para la mayoría de las empresas distribuidoras del interior del

país, a la hora de facturar el “plan estímulo” que consiste en que si el

consumidor ahorra respecto al mismo período del año anterior corresponde



35

un cuadro tarifario distinto, generando 6 anexos en el cuadro tarifario a

implementar.

c) Desconocimiento de Procedimientos Administrativos: Sin lugar a dudas,

considero que este fue el mayor error. Con 13 años de tarifas congeladas y

subsidiadas, se perdió el ejercicio de modificación e implementación de un

nuevo cuadro tarifario. Esto explica, el olvido en la realización de

"convocatorias y audiencias públicas” por parte de las Autoridades de

Aplicación Provincial y Nacional, provocando una disputa jurídica entre el

Gobierno y el Poder judicial; motivo por el cual se gatillaron medidas

cautelares, interviniendo los Juzgados en lo contencioso administrativo. Un

ejemplo de ello, no menor, fue la medida cautelar dictada por el Juez Luis

Arias, en el fuero contencioso administrativo de la Provincia de Buenos

Aires, mediante la cual atacó la Resolución 22/16 (cuadro tarifario

aumentado), obligando a las empresas distribuidoras de la Provincia de

Buenos Aires, inclusive a las 200 Cooperativas, a retrotraer al cuadro

tarifario anterior (sin aumento de tarifa). Esta falla procedimental, generó

una pérdida al sector, debido a que muchas empresas distribuidoras (Eden,

Edea, Edelap, Cooperativas) deben retrotraer su facturación a dicho cuadro

tarifario. Sin embargo, las empresas distribuidoras, de todas maneras deben

cumplir con los incrementos en la compra de la energía a CAMMESA, y

convenios salariales vigentes, que agravan más la situación del sector.

9. Conclusiones y Propuestas

El presente trabajo propone analizar el sector eléctrico Argentino, haciendo una

breve descripción de cómo durante más de 13 años, el sostenido y permanente abuso de

los subsidios destinados a la energía eléctrica en nuestro País, llevó a tener una energía

eléctrica a bajo precio, generando un cambio en la conducta del uso de la misma y tener

una percepción distorsionada de cuál era el verdadero precio de la electricidad.

La suspensión del esquema regulatorio de Revisión Tarifaria Integral que

represente los verdaderos costos de generación, transporte y distribución, provoco el

colapso del sistema, reflejado en la cantidad de cortes (como en su intensidad de horas)



36

y quejas respecto al suministro eléctrico mayormente en el área metropolitana y gran

Buenos Aires.

Consecuentemente se denota el aumento continuo e indiscriminado de los

subsidios y su importancia relativa en el Sector Público Nacional no financiero,

representado un 13.1% del Gasto Primario Nacional, provocando un aporte importante

para déficit del Sector Público Nacional. Como así también la persistente necesidad de

importar energía eléctrica de nuestros principales vecinos y socios comerciales (Brasil,

Uruguay, Paraguay y Chile) provocando, durante más de una década, un déficit en la

balanza energética comercial (Exportación vs Importación),

Se observó además, como se compone la generación; y cuáles son las principales

fuentes de generación eléctrica, evidenciando la importancia de la generación térmica

con un 67% del total, seguida de la Hídrica 26%, y su relación con los combustibles,

significando el efecto final en el precio de generación. Así también, como la demanda

energética a nivel nacional, se incrementó a una tasa promedio anual de 4.02% en el

período 2003-2016, producto en parte del crecimiento económico y en el excesivo

consumo de energía residencial producto de un cuadro tarifario congelado y subsidiado.

Seguidamente, se intentó desmenuzar el uso de los subsidios y su impacto en los

3 tipos de usuarios (Residencial, Comercial e Industrial) y para los residenciales en sus

4 niveles de consumo (30 kw/h, 150 kw/h, 300 kw/h, y 1000 wk/h), para ello, se tomó

bajo análisis a 6 distribuidoras de energía, que entre ellas abastecen a más del 60% de la

población.

Dado los distintos marcos regulatorias en las distintas provincias, generó una

INEQUIDAD de subsidios entre las distintas regiones de las empresas distribuidoras

analizadas. Con relativa salvedad a nivel industrial, que si bien la participación del

subsidio fue alta no refleja una variabilidad considerada.

Cabe aclarar, que al decretarse la Emergencia Eléctrica en Diciembre de 2015,

y la Resolución 06/2016, en parte se produjo el sinceramiento necesario para bajar los

niveles de subsidio, y por ende dotar de flujo económico-financiero a las empresas

distribuidoras del sector, para que reinviertan en redes de distribución de media y baja

tensión, como así también lograr el desarrollo en obras de ampliación de potencia. Este

“sinceramiento” logro, eliminar la distorsión que de los subsidios, y a priori, redujo los

subsidios a la generación en lo que va del año en 522 millones de dólares.



37

Seguidamente se sugieren algunas propuestas necesarias para afianzar los

cambios y garantizar una mejora en la calidad de servicio a los usuarios en general:

• Fortalecimiento institucional de las Provincias en la Formulación de

Políticas del Sector Eléctrico: Instaurar el fortalecimiento institucional, a las

entidades estatales provinciales del sector, disminuyendo las inequidades de los

distintos regímenes jurídicos entre las distintas regiones. En esa línea se hace

imprescindible una sólida instancia de planificación técnica que permita

proyectar el desarrollo del sector eléctrico en su conjunto, en un horizonte de

largo plazo (2016-2026). Devenida la Ley de Emergencia Eléctrica, permitiría

una apertura en la discusión, de todos los actores del sector. Por otra parte, una

fuerte institucionalidad del sector, garantizaría la autonomía efectiva de los

Organismos de Controles Provinciales.

• Instaurar mecanismos de Financiamiento al Sector Eléctrico: Desde el

Sector Público y también con articulación de la Banca Privada, generar

mecanismos de financiamiento para expansiones del sistema de generación,

transporte y distribución. Dentro de ese esquema de financiamiento, contemplar

en el mediano plazo, la creación de Programa Nacional de Energías Renovables,

financiado con recursos específicos, en articulación con la reciente sanción de la

Ley 27.19122.

• Recomposición del equilibrio económico-financiero del sector: La adecuada

recomposición del equilibrio económico financiero, requiere de la conclusión de

revisiones tarifarias contractuales. Es por ello, necesario la implementación

gradual de la recomposición tarifaria integral, que surge de la diferencia entre el

cuadro tarifario vigente y el cuadro teórico definido por resolución ministerial23.

También en esa línea, sería necesario normalizar la situación de muchas

empresas distribuidoras de energía eléctrica con CAMMESA, estableciendo

mecanismos de compensación que permita cancelar sus deudas con

CAMMESA. Al respecto se propone que los Créditos de CAMMESA sean

cedidos a las respectivas Provincias y que éstas renegocien la deuda con las

empresas distribuidoras concesionadas.

22 Sancionada el 23 de Septiembre de 2015 y promulgada el 15 de Octubre del mismo año. 23 La propuesta, se refiere a que cada Secretaria de Energía Provincia proponga los cuadros tarifarios técnicos, que con posterioridad deberían ser coordinados y aprobados por el Ministerio de Energía y Minería.



38

• Adecuación del Marco Regulatorio: El proceso de renegociación iniciado en la

emergencia económica del año 2002, acentuó las asimetrías existentes, y

dejando endeble el sistema contractual y el esquema tarifario de las áreas

concesionadas. En consecuencia, se hace necesario el diseño de un nuevo

ordenamiento a poner en práctica. En ese sentido, la Revisión Tarifaria Integral

(RTI), debería impactar en todos los aspectos del sistema contractual, a fin de

determinar un sistema equilibrado de concesión que considere la dinámica actual

y futura, de los derechos y obligaciones de las partes, al menos en los siguientes

apartados: a) Estructura tarifaria. b) Normas de Calidad en Servicios c)

Reglamento de Suministro y Conexión d) Régimen de Extensión y ampliación

de la red e) Determinación de Costos por Operación y Mantenimiento f)

Mecanismo de Pass- Through24.

Finalizando, es preciso aclarar y notar, que si bien algunas medidas de cambios

estructurales ya fueron impuestas por el Gobierno Nacional, asumido en Diciembre

del 2015, surgen muchas críticas al proceso de implementación, mas en particular

asociado a la comunicación y revisión impositiva dentro del cuadro tarifario. Pero

por otro lado, hay que reconocer, que la desidia durante más de 13 años en el diseño

de una Política Pública Energética integradora, no se resolverá de un año para otro.

Lo que sí es importante diferenciar, que se dio un paso importante en instalar en la

agenda del Gobierno la problemática de la Energía Eléctrica y el mal uso de los

subsidios.

24 Se refiere a la determinación del esquema de transferencias a los cuadros tarifarios de los costos de compra de Energía, Potencia y Transporte. En la jerga económica es comúnmente conocido como el pase o "traslado a precios" de los incrementos de costos de generación y transporte, como bien se explicara en el apartado



39

10. Bibliografía

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la Provincia de Buenos Aires" Estado actual, análisis situacional y propuestas. Informe

2015.

Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA). "Informe

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Documents

“La Energía Eléctrica en la Argentina”*