El sector eléctrico en Argentina constituye el tercer mercado eléctrico más grande de América Latina. [2] Depende principalmente de la generación térmica (60% de la capacidad instalada) y de la generación hidroeléctrica (36%). La actual generación térmica a gas natural está en riesgo debido a la incertidumbre sobre el suministro futuro de gas.
Ante la creciente demanda de electricidad (más del 6% anual) y la disminución de los márgenes de reserva, el gobierno de Argentina está en proceso de poner en marcha grandes proyectos, tanto en el sector de generación como en el de transmisión. Para mantenerse al día con la creciente demanda, se estima que cada año se necesitan alrededor de 1.000 MW de nueva capacidad de generación. Un número importante de estos proyectos están siendo financiados por el gobierno a través de fondos fiduciarios, mientras que la iniciativa privada independiente aún es limitada ya que aún no se ha recuperado completamente de los efectos de la crisis económica argentina de 2002 .
El sector eléctrico fue desagregado en generación , transmisión y distribución por las reformas llevadas a cabo a principios de los años 1990. La generación se produce en un mercado competitivo y mayoritariamente liberalizado en el que el 75% de la capacidad de generación es propiedad de empresas de servicios públicos privadas. En contraste, los sectores de transmisión y distribución están altamente regulados y son mucho menos competitivos que la generación.
Las centrales térmicas alimentadas con gas natural ( CCGT ) son la principal fuente de generación eléctrica en Argentina. Argentina genera electricidad mediante centrales térmicas basadas en combustibles fósiles (60%), hidroeléctricas (36%) y nucleares (3%), mientras que la energía eólica y solar representaron menos del 1%. La potencia nominal instalada en 2019 fue de 38.922 MW. [4] Sin embargo, es probable que este escenario de dominio del gas sufra cambios debido al agotamiento del gas derivado de los "cuellos de botella" existentes en la exploración y producción (E+P) y la capacidad de los gasoductos. La producción de gas cayó por primera vez en 2005 (-1,4%) y las reservas de gas disminuyeron a diez años de consumo a finales de 2004 (frente a un promedio de 30 años en el decenio de 1980). [5] Hoy en día, las reservas de gas son un 43% más bajas que en 2000. [6] Esta situación se ve agravada aún más por la incertidumbre que rodea los acuerdos de gas con Bolivia y los planes para construir nuevas conexiones de gasoductos regionales. La generación total en 2005 fue de 96,65 TW·h . En 2015, la Central Nuclear Atucha II alcanzó el 100% de potencia, aumentando el porcentaje de energía nuclear en Argentina del 7% al 10%. [7]
Las generadoras se dividen en ocho regiones: Cuyo (CUY), Comahue (COM), Noroeste (NOA), Centro (CEN), Buenos Aires / Gran Buenos Aires (GBA-BAS), Litoral (LIT), Noreste (NEA) y Patagonia (PAT).
Capacidad instalada en el mercado mayorista a diciembre de 2020: [8]
La tabla anterior no considera la capacidad instalada fuera de la red ni la generación distribuida (pequeñas instalaciones de biogás/biomasa, paneles solares en tejados, etc.)
Si bien CAMESSA clasifica la energía hidroeléctrica de más de 50 MW como no renovable, la clasificación renovable de las grandes hidroeléctricas está en línea con los estándares internacionales y con la forma en que otros países clasifican su energía hidroeléctrica como energía renovable. El almacenamiento por bombeo se considera no renovable debido a su consumo de electricidad de la red.
En 2005, Argentina importó 6,38 TW·h de electricidad mientras exportó 3,49 TW·h. [9] Por tanto, las importaciones netas de energía representaron alrededor del 3% del consumo.
Argentina también importa electricidad de Paraguay, producida por la presa de Yaciretá construida conjuntamente . El 18 de septiembre de 2006 Paraguay acordó saldar su deuda de 11.000.000.000 de dólares con Argentina por la construcción de Yaciretá mediante el pago de energía eléctrica, a razón de 8.000 GWh anuales durante 40 años.
La demanda de electricidad en Argentina ha crecido constantemente desde 1991, con sólo una disminución temporal causada por la crisis económica de 2001-2002 [10] , seguida por una rápida recuperación (6%-8% de aumento anual) en los últimos cinco años. [11] debido en parte a la recuperación económica. En 2005, el país consumió 94,3 TW·h de electricidad, lo que corresponde a 2.368 kWh per cápita. El consumo residencial representó el 29% del total, mientras que el industrial, el comercial y el público representaron el 43% y el 26% respectivamente. [9]
Argentina enfrenta actualmente un escenario de oferta/demanda ajustada, ya que los márgenes de reserva han disminuido de más del 30% en 2001 a menos del 10%. Este hecho, junto con el deterioro de los servicios de las empresas distribuidoras (es decir, cables, transformadores, etc.), tiene el potencial de poner en peligro el suministro. Para sostener un aumento anual de la demanda del 6% al 8%, se estima que el sistema debería incorporar alrededor de 1.000 MW de capacidad de generación cada año. [12] En 2016, para satisfacer la creciente demanda interna de electricidad, Argentina importó 9,5 BkWh a través de interconexiones de transmisión eléctrica con Brasil , Chile , Paraguay y Uruguay . [13]
En Argentina existen dos principales sistemas de redes síncronas de área amplia , el SADI ( Sistema Argentino de Interconexión ) en el Norte y centro-Sur del país, y el SIP ( Sistema de Interconexión Patagónico ) en el Sur. . Ambos sistemas están integrados desde marzo de 2006. [14] El mercado eléctrico en el área del SADI es administrado por el MEM ( Mercado Eléctrico Mayorista ).
La cobertura eléctrica total en Argentina fue cercana al 100% de la población en 2016. [1] Sin embargo, el acceso a la electricidad es más deficiente en ciertas zonas rurales. El Proyecto de Energía Renovable en el Mercado Rural (PERMER) de 2012 fue uno de varios programas que se estaban implementando para ampliar la cobertura eléctrica en las zonas rurales. [15] (Ver proyectos del Banco Mundial a continuación).
La frecuencia y duración de las interrupciones están considerablemente por debajo de los promedios de la región de ALC . En 2002, el número medio de interrupciones por abonado fue de 5,15 horas, mientras que la duración de las interrupciones por abonado fue de 5,25 horas. Los promedios ponderados para ALC fueron 13 interrupciones y 14 horas respectivamente. [dieciséis]
Las pérdidas de distribución en 2005 fueron del 13,6%, frente al 17% una década antes. [16] En 2014, las pérdidas fueron de alrededor del 3,3%. [4]
La Secretaría de Energía (SENER) es responsable del establecimiento de políticas, mientras que el Regulador Nacional de Electricidad (ENRE) es la entidad independiente dentro de la Secretaría de Energía responsable de aplicar el marco regulatorio establecido por la Ley 26.046 de 1991. El ENRE está a cargo de la regulación y supervisión general. del sector bajo control federal. Los reguladores provinciales regulan el resto de los servicios públicos. El ENRE y los reguladores provinciales fijan las tarifas y supervisan el cumplimiento de las normas de seguridad, calidad, técnicas y ambientales por parte de las entidades reguladas de transmisión y distribución. CAMMESA ( Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico ) es la administradora del mercado eléctrico mayorista. Sus principales funciones incluyen la operación y despacho de generación y cálculo de precios en el mercado spot , la operación en tiempo real del sistema eléctrico y la administración de las transacciones comerciales en el mercado eléctrico. [11]
El Consejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE), creado en 1960, también juega un papel muy importante en el sector. Es el administrador de fondos que se destinan específicamente a las operaciones eléctricas (es decir, el Fondo Nacional de Energía Eléctrica, ver Desarrollos recientes a continuación) y también es asesor de los gobiernos nacional y provincial en cuestiones relacionadas con la industria eléctrica y los servicios energéticos públicos y privados. prioridades en la ejecución de nuevos proyectos y estudios, concesiones y autorizaciones, y tarifas y precios de la electricidad. También es asesor para modificaciones legislativas en la industria eléctrica. [17]
El sector eléctrico argentino es uno de los más competitivos y liberalizados de América del Sur. Sin embargo, el hecho de que la Secretaría de Energía tenga poder de veto sobre CAMMESA tiene el potencial de alterar el funcionamiento del mercado competitivo. Las funciones de generación , transmisión y distribución están abiertas al sector privado , pero existen restricciones a la propiedad cruzada entre estas tres funciones. La ley argentina garantiza el acceso a la red para crear un entorno competitivo y permitir a los generadores atender a sus clientes en cualquier parte del país. [10]
Empresas privadas y estatales realizan la generación en un mercado eléctrico competitivo y mayoritariamente liberalizado , con el 75% de la capacidad instalada total en manos privadas. La participación en manos públicas corresponde a la generación nuclear y a las dos centrales hidroeléctricas binacionales: Yacyretá (Argentina-Paraguay) y Salto Grande (Argentina-Uruguay). El sector de generación está muy fragmentado con más de diez grandes empresas, todas ellas aportando menos del 15% de la capacidad total del sistema. [9] Los generadores de energía venden su electricidad en el mercado mayorista operado por CAMMESA. [10]
Los sectores de transmisión y distribución están altamente regulados y son menos competitivos que la generación. En transmisión, la Compañía Nacional de Transporte Energético en Alta Tensión (Transener) opera la red nacional de transmisión eléctrica bajo un acuerdo de largo plazo con el gobierno argentino. En el sector de distribución, tres empresas privadas, Edenor ( Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte ), Edesur ( Electricidad Distribuidora Sur ) y Edelap ( Empresa de Electricidad de la Plata ), dominan un mercado con un control del 75% en manos de empresas privadas. [10]
Otras empresas distribuidoras importantes a nivel provincial son:
La Dirección Nacional de Promoción (DNPROM) dentro de la Secretaría de Energía (SENER) es responsable del diseño de programas y acciones conducentes al desarrollo de iniciativas de energías renovables (a través de la Coordinación de Energías Renovables) y de eficiencia energética (a través de la Coordinación de Eficiencia Energética). [10] Complementariamente, la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) es responsable de la política ambiental y la preservación de los recursos renovables y no renovables. [14]
Los instrumentos legales más importantes para el fomento de las energías renovables son la Ley 25.019 de 1998 y la Ley 26.190 de 2007. La ley de 1998, conocida como "Reglamento Nacional de Energía Eólica y Solar", declaró de interés nacional la generación eólica y solar e introdujo un mecanismo que establecía un pago adicional por kWh generado que, en 1998, suponía una prima del 40% sobre el precio de mercado. También otorgó ciertas exenciones tributarias por un período de 15 años a partir de la promulgación de la ley. [11] La Ley de 2007 complementó la anterior, declarando de interés nacional la generación de electricidad a partir de cualquier fuente renovable destinada a la prestación de un servicio público. Esta ley también estableció un objetivo del 8% para el consumo de energía renovable en un período de 10 años y ordenó la creación de un fondo fiduciario cuyos recursos se asignarán para pagar una prima por la electricidad producida a partir de fuentes renovables.
Al cierre de 2021 Argentina era el país número 21 del mundo en términos de potencia hidroeléctrica instalada (11,3 GW). [18]
El potencial hidroeléctrico de Argentina está siendo explotado sólo parcialmente. Si bien el potencial identificado es de 170.000 GW·h/año, en 2006 la producción hidroeléctrica ascendió a sólo 42.360 GW·h. [14] También existen recursos minihidráulicos sin explotar, cuyo potencial se estima en un 1,81% de la producción eléctrica total (frente al 0,88% actual). [20]
(Para un listado completo de plantas ver Centrales hidroeléctricas en Argentina .)
Al cierre de 2021 Argentina era el país número 26 del mundo en términos de energía eólica instalada (3,2 GW). [21]
A 2020 Argentina tenía una capacidad instalada de energía eólica de 1,6 GW, con 931 MW instalados solo en 2019. [22] La producción de electricidad a partir de energía eólica terrestre en Argentina ha aumentado de 1,41 TWh en 2018 a 9,42 TWh en 2020. [23]
Se estima que el potencial técnico de la energía eólica marina en Argentina asciende a 2,5 TW, pero hasta el momento no se han construido turbinas marinas. [24]
La región de la Patagonia argentina tiene un potencial eólico muy grande. El Centro Regional Eólico del Chubut (CREE) estimó el potencial teórico de la región en 500 GW de generación eléctrica. Sin embargo, este gran potencial todavía está en gran medida sin explotar. Una de las razones de este subdesarrollo es que las tarifas e incentivos existentes aún no hacen que el desarrollo de la energía eólica sea lo suficientemente atractivo. Sin embargo, el principal freno al desarrollo de la energía eólica en la región ha sido la falta de líneas de transmisión que conecten la región de la Patagonia con el Sistema Interconectado Nacional. [25] La finalización de la línea de alta tensión Choele-Choel-Puerto Madryn, primer tramo de la Línea Patagónica en el marco del Plan Federal de Transporte de Energía Eléctrica , eliminó este cuello de botella en marzo de 2006. [26]
Sin embargo, la energía eólica ha aumentado significativamente en Argentina durante la última década. La capacidad total operativa de energía eólica en 2005 fue de 26,6 MW, compartida por 13 plantas. Esto representa todavía sólo alrededor del 0,05% del potencial teórico de la energía eólica en Argentina. En 2007, la distribución del número de plantas y la capacidad total fue: [20]
De las 13 plantas, sólo tres se pusieron en funcionamiento después del año 2000, y las 10 restantes se construyeron durante la década de 1990. [20]
(Ver Mapa del régimen eólico de Argentina).
Al cierre de 2021 Argentina era el país número 43 del mundo en términos de energía solar instalada (1,0 GW). [27]
La energía solar sólo está presente en zonas remotas. En 2005 se generaron sólo 81 MW·h, menos del 0,1% de la producción eléctrica total. [28] En 2012 se completó la primera de cuatro etapas de 5 MW de Cañada Honda, como parte de un plan para instalar 117 MW de energía renovable . [29]
Antes de 1991, el sector eléctrico en Argentina estaba integrado verticalmente. El sector experimentó una grave crisis en los veranos de 1988/1989, principalmente debido a la falta de mantenimiento de las centrales térmicas del país (el 50% no estaban disponibles). [30] Poco después de la crisis, el gobierno de Carlos Menem introdujo un nuevo marco legal para el sector eléctrico a través de la Ley 24.065, que incluía los siguientes elementos: desagregación vertical y horizontal de generación , transmisión y distribución ; apertura de todos los segmentos al sector privado; y separación de la función regulatoria del establecimiento de políticas. Como resultado de la nueva ley, hubo una importante inversión privada que, junto con las centrales eléctricas públicas que comenzaron a producir en los años 1990, transformaron una situación de escasez de energía y baja calidad en una de abundancia y confiabilidad a precios más bajos. [31]
En 1992 se creó el ENRE (Ente Regulador Nacional de Energía Eléctrica). En 1992 también se creó el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que cubre hasta el 93% de la demanda total correspondiente al Sistema Interconectado Argentino (SADI). de la demanda corresponde a la Patagonia , que contaba con su propio mercado interconectado, el Mercado Eléctrico Mayorista Patagónico (MEMSP), ahora interconectado con el MEM. Ese año también se creó CAMMESA (Empresa Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista) a la que se le asignaron las responsabilidades de coordinar las operaciones de despacho, fijar los precios mayoristas y administrar las transacciones económicas realizadas a través del Sistema Interconectado Argentino. [30]
Las reformas implementadas en la década de 1990 llevaron a una alta inversión, que permitió un aumento del 75% en la capacidad de generación, lo que resultó en la disminución de los precios en el mercado mayorista de 40 dólares EE.UU./MW·h en 1992 a 23 dólares EE.UU./MW·h en 2001. Sin embargo, las reformas no lograron lograr el aumento necesario en la capacidad de transmisión. En la década de 1990 sólo se construyó un proyecto relevante, la ampliación de la línea de alta tensión de 1.300 km entre Comahue y Buenos Aires . También se renovaron y ampliaron las redes de distribución, lo que se tradujo en mejoras de eficiencia y calidad. [32]
Como respuesta a la crisis económica de 2001 , las tarifas eléctricas fueron convertidas al peso argentino y congeladas en enero de 2002 mediante la Ley de Emergencia Pública y Régimen Cambiario. Junto a la elevada inflación (ver Economía de Argentina ) y la devaluación del peso, muchas empresas del sector tuvieron que lidiar con altos niveles de endeudamiento en moneda extranjera en un escenario en el que sus ingresos se mantenían estables mientras sus costos aumentaban. Esta situación ha provocado una grave falta de inversión y falta de disponibilidad para satisfacer una demanda creciente, factores que contribuyeron a la crisis energética de 2003-2004 . [32] Desde 2003, el gobierno ha estado en el proceso de introducir modificaciones que permitan aumentos arancelarios. Las tarifas de los consumidores industriales y comerciales ya han aumentado (cerca del 100% en términos nominales y del 50% en términos reales), pero las tarifas residenciales siguen siendo las mismas. [33]
En 2004, el presidente Néstor Kirchner creó Energía Argentina Sociedad Anónima ( Enarsa ), una empresa administrada por el Estado nacional de Argentina para la explotación y comercialización de petróleo y gas natural , pero también para la generación, transmisión y comercialización de electricidad. Mediante la creación de Enarsa, el Estado recuperará un lugar relevante en el mercado energético que fue en gran medida privatizado durante los años noventa.
En septiembre de 2006, SENER lanzó el programa Energía Plus ( Energía Plus ) con el objetivo de incrementar la capacidad de generación y satisfacer la creciente demanda de electricidad. El programa aplica para niveles de consumo superiores a los del año 2005. CAMMESA exige que todos los grandes usuarios (superiores a 300 kW) contraten la diferencia entre su demanda actual y su demanda en el año 2005 en el mercado Energía Plus. En este nuevo mercado liberalizado sólo se comercializará la energía producida a partir de plantas de nueva generación. El objetivo del programa es doble. Por un lado, busca garantizar el suministro a consumidores residenciales, entidades públicas y pequeñas y medianas empresas. Por otro lado, pretende fomentar la autogeneración por parte del sector industrial y la cogeneración eléctrica . [31]
En marzo de 2008, el gobierno aprobó la Resolución 24/2008, que creó un nuevo mercado de gas natural denominado "Gas Plus" para fomentar la inversión privada en la exploración y producción de gas natural. El régimen Gas Plus se aplica a nuevos descubrimientos y a yacimientos de "tight gas". El precio del nuevo gas, cuya comercialización quedará restringida al mercado interno, no estará sujeto a las condiciones establecidas en el "Acuerdo con Productores de Gas Natural 2007-2011" sino que se basará en costos y una ganancia razonable. Los expertos creen que, si el régimen Gas Plus tiene éxito, podría estimular nuevas inversiones en plantas de generación de electricidad bajo el régimen Energy Plus, ya que podría garantizar el suministro de combustible a las nuevas plantas. [34]
En diciembre de 2007, el gobierno lanzó el Programa Nacional para el Uso Racional y Eficiente de la Energía (PRONUREE, Decreto 140/2007). Este decreto declaró de interés nacional el uso racional y eficiente de la energía y también forma parte de la estrategia del sector energético para contrarrestar el desequilibrio entre oferta y demanda. El PRONUREE, bajo la responsabilidad de la Secretaría de Energía, pretende ser un vehículo para mejorar la eficiencia energética en los sectores consumidores de energía y reconoce que la eficiencia energética debe promoverse con un compromiso y una visión de largo plazo. También reconoce la conexión entre la eficiencia energética y el desarrollo sostenible, incluida la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. El programa también reconoce la necesidad de promover cambios de comportamiento individuales con una estrategia educativa, siendo el sector público el que dé ejemplo al asumir un papel de liderazgo en la implementación de medidas de conservación de energía en sus instalaciones. [35]
El PRONUREE incluye medidas de corto y largo plazo encaminadas a mejorar la eficiencia energética en los sectores industrial, comercial, transporte, residencial y de servicios y edificios públicos. También apoya programas educativos sobre eficiencia energética, regulaciones mejoradas para ampliar las actividades de cogeneración; etiquetado de equipos y aparatos que utilizan energía; mejoras a la normativa de eficiencia energética; y una utilización más amplia del Mecanismo de Desarrollo Limpio ( MDL ) para apoyar el desarrollo de proyectos de eficiencia energética. [35] El objetivo del programa es reducir el consumo de electricidad en un 6%. [36]
Una de las primeras actividades definidas en el PRONUREE es el programa nacional para eliminar las bombillas incandescentes hasta 2011 en Argentina. El programa, financiado por el gobierno, tiene como objetivo reemplazar las bombillas incandescentes por lámparas fluorescentes compactas (CFL) de bajo consumo en todos los hogares conectados a la red eléctrica y en edificios públicos seleccionados. El programa, que inicialmente pasó por una fase piloto y espera sustituir 5 millones de lámparas incandescentes en los próximos seis meses, [37] prevé la distribución de 25 millones de lámparas en total. [38] Personal de las empresas distribuidoras visitará cada hogar para reemplazar las lámparas incandescentes e informar a los usuarios residenciales sobre las ventajas del reemplazo de las bombillas y del uso eficiente de la energía en general. [37]
En Argentina, las tarifas minoristas de los servicios públicos de distribución en el Área Metropolitana de Buenos Aires y la ciudad de La Plata (es decir, Edenor, Edesur y Edelap) están reguladas por el organismo regulador nacional (ENRE), mientras que los servicios públicos provinciales están regulados por los reguladores locales. Si bien a las empresas de servicios públicos bajo la jurisdicción del ENRE no se les había permitido aumentar las tarifas residenciales desde que fueron congeladas en 2002 como resultado de la Ley de Régimen Cambiario y de Emergencia, algunos reguladores provinciales habían aprobado recientemente cargos adicionales a las tarifas residenciales. En particular, el Organismo Regulador de los Servicios Públicos de la Provincia de Córdoba (ERSeP) acordó en febrero de 2008 [39] un cargo adicional del 17,4% a los clientes residenciales. Asimismo, Santa Fé aprobó aumentos entre el 10% y el 20%; [40] Mendoza entre 0 y 5% por debajo de 300 kWh y entre 10% y 27% por encima de 300 kWh; [41] [42] Jujuy entre 22% y 29% y Tucumán entre 10% y 24%. [43] Se espera que otras provincias (es decir, San Juan, Chaco, Formosa, Corrientes, La Pampa, Neuquén, Río Negro y Entre Ríos) aumenten los aranceles en un futuro próximo. [43]
Recientemente, en agosto de 2008, después de un congelamiento de tarifas de 7 años, las tarifas de electricidad residencial en el área metropolitana de Buenos Aires (atendida por las empresas Edenor, Edesur y Edelap) se incrementaron entre un 10% y un 30% para los hogares que consumen más de 650 kWh. Cada dos meses. Para consumos comprendidos entre 651 kWh y 800 kWh, el incremento será del 10%; en cambio, para los usuarios de más de 1.201 kWh el incremento asciende al 30%. El incremento impacta alrededor del 24% del total de clientes de Edenor, Edesur y Edelap (1.600.000 hogares). Para los usuarios comerciales e industriales el incremento será del 10%. [44]
A fines de agosto de 2008, el ENRE también aprobó aumentos en las tarifas de transmisión en el rango de 17%-47%. [45] El aumento otorgado por el ENRE estuvo por debajo del aumento determinado por la Secretaría de Energía para algunas empresas de transmisión (por ejemplo, Transener, Transba, Distrocuyo y Transnoa. Algunas de ellas (por ejemplo, Transener, Transba), muy probablemente impugnarán la decisión del ENRE. [46 ] Aún está pendiente una revisión arancelaria general, que se aplazó hasta febrero de 2009. [47]
Las tarifas eléctricas en Argentina están muy por debajo del promedio de ALC . En 2004, la tarifa residencial promedio fue de US$0,0380 por kWh, muy similar a la tarifa industrial promedio, que fue de US$0,0386 por kWh en 2003. Los promedios ponderados para ALC fueron de US$0,115 por kWh para los consumidores residenciales y de US$0,107 por kWh para los clientes industriales. . [16] (Ver Historia del sector eléctrico para más información sobre la evolución de las tarifas).
Ver Fondo para el Desarrollo Eléctrico del Interior (FEDEI) más abajo.
En 1991, el Gobierno de Argentina creó el Fondo Nacional de Energía Eléctrica (FNEE, Fondo Nacional de la Energía Eléctrica ), que se financiaría con una parte del impuesto a la gasolina y un recargo a las ventas en el mercado mayorista. Este Fondo, que es administrado por el CFEE (Consejo Federal de Energía Eléctrica), proporciona financiamiento a los siguientes otros fondos en las participaciones indicadas: [48]
Además, CAMMESA, administrador del mercado eléctrico mayorista, había proyectado que para 2007 la demanda energética del país requeriría una capacidad adicional de 1.600 MW. Ante la necesidad de inversiones específicas pero también ante la falta de inversión privada, la Secretaría de Energía (SENER) promulgó en 2004 las Resoluciones 712 y 826, que crearon el FONINVEMEM, el Fondo de Inversiones Necesarias para Incrementar la Oferta de Electricidad en el Mercado Mayorista. . El Fondo, que buscaba incentivar la participación de los acreedores del mercado mayorista, invitó a esos acreedores, principalmente a las empresas de generación, a participar con su crédito en la creación del propio Fondo. [49]
Hay varios proyectos que forman parte de la respuesta del gobierno a los cortes de electricidad previstos. Si todos esos planes se completan como se espera, se cumplirán los requisitos de capacidad para los próximos años.
Se están construyendo dos nuevas centrales CCGT , la Termoeléctrica José de San Martín y la Termoeléctrica Manuel Belgrano, de 830 MW cada una, y se espera que entren en plena operación a principios de 2009. Endesa , Total SA , AES Corporation , Petrobras , EDF y Duke Energy son los principales accionistas de las plantas. Se espera que ambas plantas, que han sido financiadas a través del FONINVEMEM (la inversión total asciende a 1.097 millones de dólares EE.UU.), entren en plena operación a principios de 2009. [50]
Además, el Ministerio de Planificación anunció en julio de 2007 la puesta en funcionamiento de cinco nuevas centrales térmicas con una capacidad total de 1,6 GW y una inversión global de 3.250 millones de dólares. Estas plantas de turbinas de doble generación (gas o combustóleo), que se espera inicien operaciones en 2008, estarán ubicadas en Ensenada (540 MW), Necochea (270 MW), Campana (540 MW), Santa Fe (125 MW) y Córdoba (125 MW). [51] Finalmente, Enarsa ha lanzado recientemente una licitación para once unidades de generación pequeñas y transportables (15-30 MW cada una) y para otras tres unidades de generación más grandes (50-100 MW) que se instalarán en barcazas. Estas nuevas unidades, cuyo precio base aún se desconoce, sumarán entre 400 y 500 MW de nueva capacidad de generación. [52]
En 2006, el gobierno argentino lanzó un plan para impulsar la energía nuclear. La central nuclear Atucha II , cuya construcción se inició en 1981, debía estar terminada y sumar 750 MW de capacidad de generación para 2010. La central comenzó a producir energía en junio de 2014. Además, la central nuclear Embalse , con 648 MW de capacidad de generación de energía, iba a ser renovada para extender su vida operativa más allá de 2011. [53]
Por el lado hidroeléctrico, el embalse de la presa Yacyretá fue elevado 7 m a la altura de 83 m como contemplaba su diseño original, lo que incrementó su capacidad de 1.700 a 3.100 MW. Esto supondrá un aumento del 60% en su producción eléctrica (de 11.450 GW·h a 18.500 GW·h). [11] La subida del embalse se completó en febrero de 2011 a pesar de una grave controversia sobre el reasentamiento de personas. [55] [56] [57] Además, en 2006, el Gobierno anunció la licitación para la ampliación de Yacyretá con la construcción de una nueva planta de 3 turbinas en el brazo Añá Cuá del río Paraná . Esta ampliación, que finalizará en 2010, añadiría 300 MW de nueva capacidad de generación. [58]
En materia de transmisión, se encuentra en implementación el Plan Federal de Transporte de Energía Eléctrica a 500 kV bajo el paraguas del FFTEF (Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal). [11] Las principales líneas del plan (Línea Patagónica, Línea Minera, Yacyretá, Puerto Madryn – Pico Truncado, NEA-NOA, Comahue – Cuyo, Pico Truncado – Río Turbio – Río Gallegos) ya están construidas o actualmente en construcción. Las líneas construidas entre 2007 y 2009 sumarán 4.813 nuevos kilómetros de capacidad de transmisión en alta tensión. [26] [59]
Además, el Plan Federal de Transporte de Energía Eléctrica II, definido en 2003 y actualizado en 2006, tiene como objetivo abordar las limitaciones que enfrentan las redes de transmisión regionales en el período hasta 2010. Este plan complementario ha priorizado las obras necesarias según a su capacidad para abordar cuestiones de demanda a corto plazo. 109 de las 240 obras identificadas en 2003 fueron consideradas de alta prioridad y ya han sido terminadas o están en ejecución. Inicialmente la inversión para obras de alta prioridad se estimó en US$376 millones, mientras que la inversión estimada para el resto de las obras ascendió a US$882,2 millones. Sin embargo, este presupuesto está en revisión debido al aumento de los costes de materiales como el acero y el aluminio y de la mano de obra. [11]
Antes de 1991, el sector eléctrico en Argentina estaba integrado verticalmente. El nuevo marco legal para el sector eléctrico incluía: desagregación vertical y horizontal de generación, transmisión y distribución; apertura de todos los segmentos al sector privado; y separación de la función regulatoria del establecimiento de políticas.
Actualmente, empresas privadas y estatales realizan la generación en un mercado eléctrico completo y mayoritariamente liberalizado, con el 75% de la capacidad instalada total en manos privadas. La participación de propiedad pública corresponde a la generación nuclear y a las dos centrales hidroeléctricas binacionales: Yacyretá (Argentina-Paraguay) y Salto Grande (Argentina-Uruguay). Por otro lado, los sectores de transmisión y distribución están altamente regulados y son menos competitivos que la generación. En transmisión, la Compañía Nacional de Transporte Energético en Alta Tensión (Transener) opera la red nacional de transmisión eléctrica, mientras que en el sector de distribución, tres empresas privadas, Edenor (Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte), Edesur (Electricidad Distribuidora Sur) y Edelap ( Empresa de Electricidad de la Plata), dominan un mercado con un 75% de control en manos de empresas privadas.
La Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sostenible es responsable del medio ambiente en Argentina.
OLADE (Organización Latinoamericana de Energía) estimó que las emisiones de CO 2 provenientes de la producción de electricidad en 2003 fueron de 20,5 millones de toneladas de CO 2 , lo que representa el 17% de las emisiones totales del sector energético. [60] En 2011, según la Agencia Internacional de Energía , las emisiones reales de CO 2 procedentes de la generación de electricidad fueron 67,32 millones de toneladas métricas, una proporción del 36,7% de las emisiones totales de CO 2 de los países procedentes de la quema de combustible. [61]
En agosto de 2007, sólo había tres proyectos MDL registrados relacionados con la energía en Argentina, con reducciones totales esperadas de emisiones de 673.650 toneladas de CO 2 e por año. [62] De los tres proyectos, sólo uno es de gran escala: la central eólica Antonio Morán de 10,56 MW en la región de la Patagonia . La producción de electricidad a partir de residuos de biomasa en la Aceitera General Deheza y la valorización de metano y generación eléctrica a partir del vertedero Norte III-B son los dos proyectos de pequeña escala existentes.
El único proyecto energético activo financiado por el Banco Mundial en Argentina es el Proyecto de Energías Renovables en el Mercado Rural (PERMER). Este proyecto tiene el objetivo de garantizar el acceso a la electricidad a 1,8 millones de personas (314.000 hogares) y a 6.000 servicios públicos (escuelas, hospitales, etc.) ubicados lejos de los centros de distribución eléctrica. La electrificación de este mercado disperso se llevará a cabo principalmente mediante la instalación de sistemas solares fotovoltaicos, pero también a través de otras tecnologías como turbinas microhidráulicas, generadores eólicos y, eventualmente, diésel. [15] El proyecto, que comenzó en 1999 y se espera que finalice en diciembre de 2008, ha recibido una donación de 10 millones de dólares del FMAM y un préstamo de 30 millones de dólares del Banco Mundial. [63] La Secretaría de Energía de Argentina presentó recientemente un proyecto de Eficiencia Energética al FMAM. El objetivo del proyecto es mejorar el uso de la energía, reduciendo sus costes para los consumidores y contribuyendo a la sostenibilidad del sector energético en el largo plazo. También se busca una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero . [64]
En noviembre de 2006, el Banco Interamericano de Desarrollo aprobó un préstamo de 580 millones de dólares para la construcción de una nueva línea de transmisión de 760 millas en el norte de Argentina que conectará redes separadas en las partes noreste y noroeste del país, el Programa de Transmisión Eléctrica del Norte Grande. .
En 2006, Argentina recibió financiamiento de la CAF (Corporación Andina de Fomento) para dos proyectos eléctricos: la Interconexión Eléctrica Comahue-Cuyo (200 millones de dólares) y la Interconexión Eléctrica Rincón Santa María-Rodríguez (300 millones de dólares), dos de los proyectos de transmisión de alta tensión. líneas incluidas en el Plan Federal de Transporte. [65] En el mismo año, Argentina también tomó prestados 210 millones de dólares de la CAF para un programa que apunta a reparar la infraestructura hidroeléctrica del país.
En junio de 2007, la CAF aprobó un préstamo de US$ 45 millones a la provincia de Buenos Aires para financiar parcialmente la capacidad de transporte de electricidad en el norte de la provincia. [66]
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