Oferta y demanda crecientes

Evolución y cambios

A partir de la reforma de 1989 y la sanción de la ley 23.696 cambió fundamentalmente el rol del Estado en el mercado eléctrico, ya que la nueva legislación provocó la separación del Estado de las actividades empresarias del sector y la transferencia de sus activos al entonces recién incorporado sector privado.


Actualmente, la distribución y el transporte constituyen actividades reguladas que requieren adicionalmente el otorgamiento de concesiones. En cuanto a la generación eléctrica, la explotación de centrales hidroeléctricas está sujeta a concesión mientras que las centrales térmicas requieren autorización para conectarse a la red y su regulación sólo alcanza los aspectos vinculados con la seguridad pública y la protección del medio ambiente.


La energía eléctrica se canaliza a través del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), dividido en dos segmentos: el mercado a término y el mercado spot. Distribuidores y grandes usuarios pueden contratar la provisión con productores o comercializadores a los precios fijados libremente en los respectivos contratos.


El informe de Key Market indica que el número total de agentes del MEM creció desde 76 en 1993 hasta 2.624 en 2001, para reducirse hasta 1.711 en 2004. El mayor crecimiento en el número de actores fue en el grupo de los grandes usuarios menores, que a su vez concentra casi la totalidad de la reducción de los últimos tres años.

Volúmenes y participaciones

Según el informe, la energía tiene una incidencia de 1,1% sobre el PBI y de 2,7% en el sector productor de bienes.


El negocio energético alcanzó el año pasado un volumen de $ 11.789 millones, con un incremento de 22,6% frente a 2003. Del giro total del sector, $ 4.716 millones correspondieron a la generación que aumentó 19,6%-, $ 6.366 millones a la distribución que creció 22,6%- y $ 707 millones al transporte que fue el que más volumen ganó con una suba de 47%-.


El giro energético cayó entre 2000 y 2002 de $ 8.836 millones a $ 7.865 millones, para crecer luego a $ 9.619 millones en 2003, los mencionados $ 11.789 millones en 2004 y un estimado de $ 14.147 millones este año.


La participación de cada segmento se mantuvo medianamente estable en los últimos años. En 2004 la distribución representó 54% del giro del sector, la generación 40% y el transporte el restante 6%.

Segmentos y distribución

Al analizar la evolución en el giro de cada actividad, la que más creció proporcionalmente fue el transporte, que pasó de $ 481 millones en 2003 a $ 707 millones el año pasado, según revela el estudio de Key Market.


La generación subió de $ 3.944 millones en 2003 a $ 4.716 millones en 2004. Hace dos años la demanda de los agentes era de 76.636 Gigawats/hora, la generación bruta de 83.687 GWh y la oferta de 90.870 GWh. Los tres rubros crecieron en 2004: la demanda a 83.055 GWh, la generación bruta a 89.211 GWh y la oferta 94.901 GWh.


La distribución pasó de $ 5.194 millones y 72.157 GWh en 2003 a $ 6.366 millones y 76.448 GWh el año pasado.


La facturación del negocio energético está altamente concentrada. La provincia de Buenos Aires reúne 53% del giro total, con 25% por ventas a grandes usuarios y 7% en manos de cooperativas.


La siguen Santa Fe, con 10% de la facturación, del que 34% corresponde a grandes usuarios y 7% a cooperativas; Córdoba, que concentra 6% de la facturación, con 29% del total correspondiente a cooperativas y 10% a grandes usuarios; Mendoza, con 5% del giro del negocio, 20% correspondiente a grandes usuarios y 13% a cooperativas, y Chubut, que representa otro 5% de la facturación casi exclusivamente por los privados (Aluar, 78%) y las cooperativas (21%).


El ranking es muy parecido cuando se lo analiza desde el punto de vista de la cantidad de usuarios: hay 6.314.000 en Buenos Aires, 958.000 en Córdoba; 940.000 en Santa fe; 452.000 en Mendoza y 345.000 en Entre Ríos.

Matriz de la oferta

Las curvas de oferta según el tipo de energía, tomando en cuenta el período 1992-2004, permiten observar que tanto la energía hidráulica como la térmica aumentaron considerablemente hasta el año 2000. Desde entonces, la oferta de energía hidráulica se mantuvo relativamente estable, mientras que la térmica cayó para volver a subir desde 2002. La energía nuclear se mantuvo prácticamente constante en los últimos 12 años y la importación fue siempre relativamente baja.


En 2004, la energía térmica representó 57,7% de la potencia total instalada (25.686 MW), frente a 38,3% de la hidráulica, 4% de la nuclear y un mínimo 0,1% de energía eólica. Al dividir la energía térmica por el tipo de generación, 17,9 puntos correspondieron a turbo vapor, 17,3 a ciclo combinado de gas, 10,9 a turbo gas, 10 a ciclo combinado de vapor y el punto y medio restante a diesel.


En cuanto a la generación, los porcentajes de participación son bastante similares. Sobre un total de 90.870 GWh, 58% fue generado por centrales térmicas, 33% por hidroeléctricas, 8,7% por centros nucleares y 0,1% provino de la energía eólica. De los 58 puntos de participación de la energía térmica, 27 fueron por ciclo combinado de gas, 14,7 por ciclo combinado de vapor, 11,4 por turbo vapor, 5 por turbo gas y 0,2 a partir de diesel.

Crisis y precios

El gas es el principal insumo de las centrales térmicas, con una demanda creciente en los últimos años (el año pasado llegó a 89,6%, frente a 6,6% del fuel oil, 2,6% del gas oil y 1,2% de carbón), y las centrales térmicas son, al mismo tiempo, las mayores generadoras de energía del país.


Con la crisis tras la cesación de pagos y la devaluación, se liberó el precio de los derivados del petróleo y se congeló el precio final del gas y de la electricidad, lo que llevó a un desplazamiento del consumo particular e industrial hacia el gas.


Este aumento impactó en el mercado provocando escasez de gas natural como insumo de las centrales térmicas y generó la necesidad de importar fuel oil a precio internacional, ya que funciona como sustituto del gas en las centrales, lo que lleva en forma directa a un aumento en el precio marginal de la electricidad.