El sector eléctrico de Argentina constituye el tercer mercado energético más grande de América Latina. [2] Depende principalmente de la generación térmica (60% de la capacidad instalada) y de la generación hidroeléctrica (36%). La generación térmica a gas natural predominante está en riesgo debido a la incertidumbre sobre el suministro futuro de gas.
Ante la creciente demanda de electricidad (superior al 6% anual) y la disminución de los márgenes de reserva, el gobierno argentino se encuentra en proceso de poner en marcha grandes proyectos, tanto en el sector de generación como en el de transmisión. Para satisfacer la creciente demanda, se estima que se necesitan unos 1.000 MW de nueva capacidad de generación cada año. 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 totalmente de los efectos de la crisis económica argentina de 2002 .
El sector eléctrico se desglosó en generación , transmisión y distribución a partir de 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 privadas. En cambio, los sectores de transmisión y distribución están muy 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 utilizando centrales térmicas basadas en combustibles fósiles (60%), centrales hidroeléctricas (36%) y centrales nucleares (3%), mientras que la energía eólica y solar representaron menos del 1%. La capacidad 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 exploración y producción (E+P) y capacidad de ductos. La producción de gas cayó por primera vez en 2005 (-1,4%) y las reservas de gas cayeron a diez años de consumo a fines de 2004 (frente a un promedio de 30 años en la década de 1980). [5] Hoy, las reservas de gas son un 43% menores que en 2000. [6] Esta situación se agrava aún más por la incertidumbre en torno a los acuerdos de gas con Bolivia y los planes para construir nuevas conexiones regionales de ductos. 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 de energía renovable de las grandes centrales hidroeléctricas se ajusta a las normas internacionales y a la forma en que otros países clasifican su energía hidroeléctrica como energía renovable. La energía de 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 que exportó 3,49 TW·h. [9] Por lo tanto, las importaciones netas de energía fueron aproximadamente el 3% del consumo.
Argentina también importa electricidad de Paraguay, producida por la represa Yaciretá , construida conjuntamente . El 18 de septiembre de 2006, Paraguay acordó saldar su deuda de 11.000.000.000 de dólares que debía a Argentina por la construcción de Yaciretá pagando electricidad a razón de 8.000 GWh por año durante 40 años.
La demanda de electricidad en Argentina ha crecido de manera sostenida desde 1991, con sólo una disminución temporal causada por la crisis económica de 2001-2002 [10] que ha sido seguida por una rápida recuperación (6%-8% de aumento anual) en los últimos cinco años, [11] en parte debido 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 y el comercial y público representaron el 43% y el 26% respectivamente. [9]
Actualmente, Argentina enfrenta un escenario de oferta/demanda ajustado, 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 6-8%, 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 sistemas principales de redes sincrónicas 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 ).
En 2016, la cobertura total de electricidad en Argentina se acercaba al 100% de la población. [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 los varios programas que se implementaron para ampliar la cobertura eléctrica en las zonas rurales. [15] (Véase los proyectos del Banco Mundial a continuación).
La frecuencia y duración de las interrupciones son considerablemente inferiores a los promedios de la región LAC . En 2002, el número promedio de interrupciones por abonado fue de 5,15, mientras que la duración de las interrupciones por abonado fue de 5,25 horas. Los promedios ponderados para LAC fueron de 13 interrupciones y 14 horas respectivamente. [16]
Las pérdidas de distribución en 2005 fueron del 13,6%, frente al 17% de una década antes. [16] En 2014, las pérdidas fueron de alrededor del 3,3%. [4]
La Secretaría de Energía (SENER) es responsable de la fijación 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. 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. ENRE y los reguladores provinciales fijan tarifas y supervisan el cumplimiento de las entidades de transmisión y distribución reguladas con los estándares de seguridad, calidad, técnicos y ambientales. CAMMESA ( Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico ) es el administrador del mercado eléctrico mayorista. Sus principales funciones incluyen la operación y despacho de generación y el 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 cumple un papel muy importante en el sector. Es el administrador de los fondos destinados específicamente a las operaciones eléctricas (es decir, el Fondo Nacional de Energía Eléctrica, ver Desarrollos recientes más adelante) y también es asesor del Gobierno Nacional y de los Gobiernos Provinciales en cuestiones relacionadas con la industria eléctrica, los servicios públicos y privados de energía, las prioridades en la ejecución de nuevos proyectos y estudios, las concesiones y autorizaciones, y las tarifas y precios de la electricidad. También es asesor para las modificaciones legislativas en la industria eléctrica. [17]
El sector eléctrico argentino es uno de los más competitivos y desregulados 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 que los generadores atiendan a los clientes en cualquier parte del país. [10]
La generación la realizan empresas privadas y estatales en un mercado eléctrico competitivo, 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 altamente fragmentado con más de diez grandes empresas, todas ellas proporcionando 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 Fomento (DNPROM) de la Secretaría de Energía (SENER) es responsable del diseño de programas y acciones que conduzcan 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 de la preservación de los recursos renovables y no renovables. [14]
Los instrumentos legales más importantes para la promoción 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, significaba una prima del 40% sobre el precio de mercado. También otorgó ciertas exenciones impositivas 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 fijó una meta del 8% de consumo de energía renovable en el período de 10 años y ordenó la creación de un fondo fiduciario cuyos recursos se destinarán al pago de una prima por la electricidad producida a partir de fuentes renovables.
A fines de 2021 Argentina fue el 21° país del mundo en 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 (en contraste con su actual 0,88%). [20]
(Para una lista completa de plantas, consulte Centrales hidroeléctricas en Argentina ).
A fines de 2021 Argentina era el 26º país del mundo en términos de energía eólica instalada (3,2 GW). [21]
En 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 aumentó de 1,41 TWh en 2018 a 9,42 TWh en 2020. [23]
Se ha estimado 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 Patagonia argentina posee un gran potencial eólico. El Centro Regional de Energía Eólica del Chubut (CREE) estimó el potencial teórico para la región en 500 GW de generación eléctrica. Sin embargo, este gran potencial aún está en gran parte 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 impedimento para el 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, el 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 de energía eólica operativa en 2005 fue de 26,6 MW, repartida en 13 plantas. Esto representa sólo alrededor del 0,05% del potencial teórico de 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).
A fines de 2021 Argentina era el 43° país 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 apenas 81 MW·h, menos del 0,1% de la producción total de electricidad. [28] En 2012 se completó la primera de las 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 de Argentina estaba integrado verticalmente. El sector atravesó una grave crisis en los veranos de 1988/1989, debido principalmente a la falta de mantenimiento de las centrales térmicas del país (el 50% no estaba disponible). [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 la generación , transmisión y distribución ; apertura de todos los segmentos al sector privado; y separación de la función reguladora de la formulación 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 y baja calidad de energía en una de abundancia y confiabilidad a precios más bajos. [31]
En 1992 se creó el ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad). También en 1992 se creó el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que cubre hasta el 93% de la demanda total correspondiente al Sistema Interconectado Argentino (SADI). El 7% restante de la demanda corresponde a la Patagonia , que contaba con su propio mercado interconectado, el Mercado Eléctrico Mayorista Patagónico (MEMSP), hoy interconectado con el MEM. Ese mismo 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 que se realizan a través del Sistema Interconectado Argentino. [30]
Las reformas implementadas en la década de 1990 condujeron 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 US$40/MW·h en 1992 a US$23/MW·h en 2001. Sin embargo, las reformas no lograron generar el aumento necesario en la capacidad de transmisión. Solo un proyecto relevante, la adición de la línea de alta tensión de 1.300 km entre Comahue y Buenos Aires , se construyó en la década de 1990. Las redes de distribución también se renovaron y ampliaron, lo que resultó 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 a través de la Ley de Emergencia Pública y Régimen Cambiario. Junto con la alta inflación (ver Economía de Argentina ) y la devaluación del peso, muchas empresas del sector debieron lidiar con altos niveles de deuda en moneda extranjera en un escenario en el que sus ingresos se mantuvieron estables mientras que sus costos aumentaron. Esta situación ha llevado a una severa subinversión e indisponibilidad para satisfacer una demanda creciente, factores que contribuyeron a la crisis energética de 2003-2004 . [32] Desde 2003, el gobierno ha estado en proceso de introducir modificaciones que permitan aumentos tarifarios. Las tarifas de los consumidores industriales y comerciales ya se han elevado (cerca del 100% en términos nominales y 50% en términos reales), pero las tarifas residenciales aún permanecen iguales. [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 la generación, transmisión y comercialización de electricidad. A través de la creación de Enarsa, el Estado recuperará un lugar relevante en el mercado energético que fue en gran parte privatizado durante la década de 1990.
En septiembre de 2006, la SENER lanzó el programa 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 de 2005. CAMMESA requiere que todos los grandes usuarios (superiores a 300 kW) contraten la diferencia entre su demanda actual y su demanda del año 2005 en el mercado Energía Plus. En este nuevo mercado desregulado, sólo se comercializará energía producida por nuevas plantas de generación. El objetivo del programa es doble. Por un lado, busca garantizar el suministro a los consumidores residenciales, entidades públicas y pequeñas y medianas empresas. Por otro lado, pretende incentivar la autogeneración del sector industrial y la cogeneración de electricidad . [31]
En marzo de 2008, el gobierno aprobó la Resolución 24/2008, que creó un nuevo mercado de gas natural denominado “Gas Plus” para incentivar la inversión privada en la exploración y producción de gas natural. El régimen Gas Plus se aplica a los nuevos descubrimientos y a los yacimientos de “tight gas”. El precio del nuevo gas, cuya comercialización estará 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 los costos y en una ganancia razonable. Los expertos creen que, si el régimen Gas Plus tiene éxito, podría estimular nuevas inversiones en plantas de generación eléctrica bajo el régimen Energía Plus, ya que podría asegurar 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 que el uso racional y eficiente de la energía es de interés nacional y también forma parte de la estrategia del sector energético para contrarrestar el desequilibrio entre la oferta y la demanda. El PRONUREE, bajo la responsabilidad de la Secretaría de Energía, tiene como objetivo 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 individual con una estrategia educativa, en la que el sector público dé el ejemplo asumiendo 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 destinadas a mejorar la eficiencia energética en los sectores industrial, comercial, de transporte, residencial y de servicios, y en los edificios públicos. También apoya programas educativos sobre eficiencia energética, reglamentaciones mejoradas para ampliar las actividades de cogeneración; etiquetado de equipos y aparatos que utilizan energía; mejoras en las reglamentaciones 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 marco del PRONUREE es el programa nacional de eliminación gradual de las lámparas incandescentes para el año 2011 en Argentina. El programa, financiado por el gobierno, tiene como objetivo reemplazar las lámparas incandescentes por lámparas fluorescentes compactas (LFC) de bajo consumo en todos los hogares conectados a la red eléctrica y en edificios públicos seleccionados. El programa, que inicialmente ha pasado por una fase piloto y espera reemplazar 5 millones de lámparas incandescentes en los próximos seis meses, [37] prevé la distribución de 25 millones de lámparas en total. [38] El personal de las empresas distribuidoras visitará cada hogar para reemplazar las lámparas incandescentes e informar a los usuarios residenciales sobre las ventajas de reemplazar las lámparas y del uso eficiente de la energía en general. [37]
En Argentina, las tarifas minoristas de las empresas 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 las empresas provinciales están reguladas por reguladores locales. Si bien las empresas bajo la jurisdicción del ENRE no habían podido aumentar las tarifas residenciales desde que fueron congeladas en 2002 como resultado de la Ley de Emergencia y Régimen Cambiario, algunos reguladores provinciales habían aprobado recientemente cargos adicionales a las tarifas residenciales. En particular, el Ente Regulador de los Servicios Públicos de la Provincia de Córdoba (ERSeP) acordó en febrero de 2008 [39] un cargo adicional del 17,4% para los clientes residenciales. Del mismo modo, Santa Fé aprobó aumentos entre el 10% y el 20%; [40] Mendoza entre el 0 y el 5% por debajo de 300 kWh y entre el 10% y el 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, luego de un congelamiento de tarifas durante siete años, las tarifas de electricidad residencial en el área metropolitana de Buenos Aires (servida por las empresas de servicios públicos Edenor, Edesur y Edelap) han sido incrementadas entre un 10% y un 30% para los hogares que consumen más de 650 kWh cada dos meses. Para el consumo entre 651 kWh y 800 kWh, el aumento será del 10%; en el otro extremo, para los usuarios de más de 1.201 kWh, el aumento asciende al 30%. El aumento afecta a alrededor del 24% de todos los clientes de Edenor, Edesur y Edelap (1.600.000 hogares). Para los usuarios comerciales e industriales el aumento 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 fue inferior al aumento determinado por la Secretaría de Energía para algunas compañías de transmisión (por ejemplo, Transener, Transba, Distrocuyo y Transnoa). Algunas de ellas (es decir, Transener, Transba), muy probablemente impugnarán la decisión del ENRE. [46] Una revisión general de las tarifas aún está pendiente y se ha pospuesto hasta febrero de 2009. [47]
Las tarifas eléctricas en Argentina están muy por debajo del promedio de América Latina y el Caribe . 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 América Latina y el Caribe fueron de US$0,115 por kWh para los consumidores residenciales y de US$0,107 por kWh para los consumidores industriales. [16] (Véase Historia del sector eléctrico para más información sobre la evolución de las tarifas).
Ver Fondo para el Desarrollo Eléctrico del Interior (FEDEI) a continuación.
En 1991, el Gobierno de Argentina creó el Fondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE ), que se financiará con una parte del impuesto a los combustibles y un recargo sobre las ventas en el mercado mayorista. Este Fondo, que es administrado por el Consejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE), proporciona financiamiento a los siguientes fondos con las proporciones indicadas: [48]
Además, CAMMESA, el 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) dictó en 2004 las Resoluciones 712 y 826, que crearon el FONINVEMEM, el Fondo para las Inversiones Necesarias para el Incremento de la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado Mayorista. El Fondo, que buscaba incentivar la participación de los acreedores del mercado mayorista, invitó a dichos acreedores, principalmente a las empresas generadoras, 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.
Dos nuevas plantas de ciclo combinado , la termoeléctrica José de San Martín y la termoeléctrica Manuel Belgrano, de 830 MW cada una, están en construcción y se espera que comiencen a operar a pleno rendimiento 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 US$1.097 millones), comiencen a operar a pleno rendimiento a principios de 2009. [50]
Además, el Ministerio de Planificación anunció en julio de 2007 la puesta en marcha de cinco nuevas plantas térmicas con una capacidad total de 1,6 GW y una inversión global de US$3.250 millones. Estas plantas de doble generación con turbinas (gas o fuel oil), que se espera que comiencen a operar 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, agregarán 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 comenzó en 1981, debía completarse y agregar 750 MW de capacidad de generación para 2010. La planta comenzó a producir energía en junio de 2014. Además, la central nuclear Embalse , con 648 MW de capacidad de generación, debía ser renovada para extender su vida operativa más allá de 2011. [53]
En el ámbito hidroeléctrico, el embalse de la represa Yacyretá fue elevado 7 m hasta la altura de 83 m contemplada en su diseño original, lo que aumentó su capacidad de 1.700 a 3.100 MW. Esto conducirá a un aumento del 60% en su producción de electricidad (de 11.450 GW·h a 18.500 GW·h). [11] La elevación del embalse se completó en febrero de 2011 a pesar de una grave controversia con respecto al reasentamiento de personas. [55] [56] [57] Además, en 2006, el Gobierno anunció la licitación para la expansión de Yacyretá con la construcción de una nueva planta de 3 turbinas en el brazo Añá Cuá del río Paraná . Esta expansión, que se finalizaría en 2010, agregaría 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 regional en el período hasta 2010. Este plan complementario ha priorizado las obras necesarias de acuerdo con su capacidad para abordar los problemas de demanda de corto plazo. 109 de las 240 obras identificadas en 2003 fueron consideradas de alta prioridad y ya se han completado o están en ejecución. Inicialmente, la inversión para las 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 costos de materiales como el acero y el aluminio y de la mano de obra. [11]
Antes de 1991, el sector eléctrico de Argentina estaba integrado verticalmente. El nuevo marco legal para el sector eléctrico incluía: la separación vertical y horizontal de la generación, la transmisión y la distribución; la apertura de todos los segmentos al sector privado; y la separación de la función reguladora de la formulación de políticas.
En la actualidad, la generación la realizan empresas privadas y estatales en un mercado eléctrico competitivo y mayoritariamente liberalizado, con un 75% de la capacidad instalada total en manos privadas. La participación pública corresponde a la generación nuclear y a las dos centrales hidroeléctricas binacionales: Yacyretá (Argentina-Paraguay) y Salto Grande (Argentina-Uruguay). Por otra parte, 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 firmas privadas.
La Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable es la responsable del medio ambiente en Argentina.
La 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 provenientes de la generación de electricidad fueron de 67,32 millones de toneladas métricas, lo que representa el 36,7% de las emisiones totales de CO 2 de los países provenientes de la quema de combustibles. [61]
En agosto de 2007, sólo había tres proyectos MDL relacionados con la energía registrados en Argentina, con reducciones totales de emisiones esperadas de 673.650 toneladas de CO2e por año. [62] De los tres proyectos, sólo uno es de gran escala: la planta de energía 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 recuperación de metano y generación de electricidad a partir del relleno sanitario 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 Energía Renovable 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 de electricidad. La electrificación de este mercado disperso se realizará en gran parte mediante la instalación de sistemas solares fotovoltaicos, pero también mediante otras tecnologías como turbinas microhidráulicas, eólicas y, eventualmente, generadores diésel. [15] El proyecto, que comenzó en 1999 y se espera que finalice en diciembre de 2008, ha recibido una donación de US$10 millones del GEF y un préstamo de US$30 millones del Banco Mundial. [63] La Secretaría de Energía de Argentina ha presentado recientemente un proyecto de Eficiencia Energética al GEF. El objetivo del proyecto es mejorar el uso de la energía, reduciendo sus costos 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 (US$200 millones) y la Interconexión Eléctrica Rincón Santa María-Rodríguez (US$300 millones), dos de las líneas de transmisión de alto voltaje incluidas en el Plan Federal de Transporte. [65] Ese mismo año, Argentina también obtuvo un préstamo de US$210 millones de la CAF para un programa que apunta a reparar la infraestructura hidroeléctrica del país.
En junio de 2007, la CAF aprobó un préstamo de US$ 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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