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5 de abril de 2018

Proyecto para compensar el déficit energético Correntino.

A imagen y semejanza de la ley nacional 23.681 (actualmente derogada) que durante muchos años todos y cada uno de los argentinos, sostuvimos mediante el pago en cada una de las facturas de energía, para que Santa Cruz se interconecte al sistema eléctrico nacional, la provincia de Corrientes, como sede de una de las principales generadoras, hidroeléctricas, como Yacyretá, y discriminada antes de la existencia misma de la Nación como tal (es lo que la diferencia de otras provincias que soportan temperaturas similares que demandan consumos energéticos desproporcionados en la media país, como Chaco y Formosa, pero que hasta hace relativamente poco, eran territorios nacionales) desinvertida a nivel general en su estructura energética, lo que inicia un círculo vicioso que incentiva la pobreza o hace que sea más difícil salir de la misma, esta normativa pretende compensar, o situar a Corriente dentro del concierto nacional, para que sea equilibrada, es decir su población, en el pago, diferenciado, o en este caso, compensado mediante ley, ante el humano derecho de hacer tolerable la vida durante meses, en temperaturas que superan los 50 grados centígrados en un contexto de no inversión federal, contando con centrales generadoras de energía en el mismo territorio correntino. Por Centro Desiderio Sosa.

Artículo 1º — Establécese un recargo sobre el precio de venta de la electricidad del seis por mil (6‰) de las tarifas vigentes en cada período y en cada zona del país aplicadas a los consumidores finales, con la excepción de aquellos eximidos de tributar los gravámenes sobre la energía creados por las leyes 15.336, 17.574 y 19.287. La aplicación, percepción y fiscalización estará a cargo del Ministerio de Energía y Minería de la Nación.

 

Art. 2º — Las empresas prestatarias del servicio público de electricidad incluirán el recargo mencionado en el artículo anterior en la facturación que efectúen a los consumidores finales, sobre el total facturado excluido todo recargo tributo que grave el consumo de electricidad, actuando como agentes de percepción a los efectos de su ulterior depósito de acuerdo a la reglamentación que establecerá el Ministerio de Energía y Minería de la Nación.

Art. 3º — El producto total de recargo fijado por el artículo 1º se destinará a la Dirección provincial de Energía de la provincia de Corrientes, con el objeto de realizar inversiones en los sectores eléctricos, reducir el nivel de las tarifas aplicadas a los usuarios de electricidad que sean servidos directamente por la mencionada Empresa, a los efectos de que las tarifas tiendan a alcanzar los niveles promedios del resto del país.

Cuando existan otras empresas o entidades que presten los servicios directos a usuarios finales, que no pertenezcan a la Dirección provincial de Energía de Corrientes, esta última transferirá los importes percibidos por el gravamen establecido por la presente ley a dichas empresas o entidades, en la proporción que les corresponda.

 

Art. 4º — Los servicios de la empresa de electricidad de Corrientes se declaran de interés nacional a los efectos de la presente ley y a lo establecido en el artículo 7º de la ley 20.221 (y sus modificaciones t. o. 1979).

Art. 5º — El recargo establecido por el artículo 1º de esta ley tendrá vigencia en la facturación que incluya fechas de lecturas de medidores correspondientes al mes siguiente de publicación de la misma.

Art. 6º — La provincia de Corrientes será beneficiada por el gravamen del seis por mil (6‰) hasta que la generación, mediante la central hidroeléctrica Yacyretá u otras a crearse en su territorio, le signifiquen a la población la reducción en el cobro del servicio eléctrico, en el porcentaje que generan del total nacional.

Art. 7º — La totalidad de los importes percibidos en razón del recargo establecido por la presente ley y no ingresados por los agentes de percepción dentro del plazo que fija el Ministerio de Energía y Minería de la Nación., devengarán a partir del vencimiento de este plazo los intereses, actualizaciones y multas establecidas por la ley 11.683 (y sus modificaciones t. o. 1978) y regirán a su respecto los procedimientos y recursos previstos en dicha ley.

 

Art. 8º —El Ministerio de Energía y Minería de la Nación transferirá a la  Dirección provincial de la Provincia de Corrientes a los efectos de lo previsto en el artículo 3º, los fondos recaudados en virtud de la aplicación de la presente ley, dentro de los diez (10) días de haber recibido dichos fondos de los agentes de percepción.

El Ministerio de Energía y Minería de la Nación verificará la aplicación de los importes transferidos a los fines previstos.

Artículo 9: De forma.

Argumentos.

A imagen y semejanza de la ley nacional 23.681 que durante muchos años todos y cada uno de los argentinos, sostuvimos mediante el pago en cada una de las facturas de energía, para que Santa Cruz se interconecte al sistema eléctrico nacional, la provincia de Corrientes, como sede de una de las principales generadoras, hidroeléctricas, como Yacyretá, y discriminada antes de la existencia misma de la Nación como tal (es lo que la diferencia de otras provincias que soportan temperaturas similares que demandan consumos energéticos desproporcionados en la media país, como Chaco y Formosa, pero que hasta hace relativamente poco, eran territorios nacionales) desinvertida a nivel general en su estructura energética, lo que inicia un círculo vicioso que incentiva la pobreza o hace que sea más difícil salir de la misma, esta normativa pretende compensar, o situar a Corriente dentro del concierto nacional, para que sea equilibrada, es decir su población, en el pago, diferenciado, o en este caso, compensado mediante ley, ante el humano derecho de hacer tolerable la vida durante meses, en temperaturas que superan los 50 grados centígrados en un contexto de no inversión federal, contando con centrales generadoras de energía en el mismo territorio correntino.

La igualdad no es entre quienes aspiran a lo mismo, sino a los que en distintas situaciones o condiciones, puedan contar con las mismas herramientas o mecanismos para alcanzar fines semejantes. Para ello se precisa de equilibrar o compensar. Necesitamos entender la realidad energética, desigualdad  del país y actuar en consecuencia.

Es decir, federalizarla, o hacer de nuestro país, un sitio más justo y solidario ante las descompensaciones o desigualdades, estructurales y manifiestas, que deben resolverse mediante estas normativas o acciones, hasta que lleguemos a una política pública integradora y federal.

Hay mucha desinformación acerca del sistema eléctrico en Argentina, así como de los subsidios a la electricidad, incluso hay algunos mitos al respecto. A continuación, se explicará de manera sencilla y fácil de entender cómo es la estructura de la red eléctrica del país, cuáles son los factores que causan los precios tan desparejos de la electricidad para los distintos distritos de Argentina y que hacen que en el Área Metropolitana de la Ciudad de Buenos Aires (AMBA), el costo de la electricidad sea muy inferior al resto del país.

 

Para comenzar, hay que conocer la anatomía de la infraestructura del sistema eléctrico:

 

El sistema eléctrico de la Argentina está dividido en tres segmentos fundamentales que condicionan los costos de la electricidad al consumidor final:

 

Generación de la energía eléctrica

Transporte de la electricidad

Distribución de la electricidad a los consumidores

La generación de la energía eléctrica se realiza en decenas de plantas generadoras (usinas eléctricas) distribuidas a lo largo y lo ancho del país. Los generadores de electricidad de Argentina incluyen plantas de generación térmica, hidroeléctrica, nuclear, eólica y fotovoltaica. Hacia enero de 2016, el 59,94% de la energía eléctrica de Argentina era producida en plantas de generación térmica a partir de combustibles fósiles; el 34,08% en plantas de generación hidroeléctrica; el 5,38% en plantas nucleares; el 0,57% a partir de generadores eólicos y el 0,03% en generadores fotovoltaicos (energía solar).

 

Las plantas de generación eléctrica de la Argentina son operadas por más de 55 empresas que en su mayoría son privadas y que operan más de una usina eléctrica en la mayor parte de los casos. Entre estas empresas, se incluyen 35 compañías de generación térmica, 20 compañías de generación hidroeléctrica y una compañía nacional de generación nuclear (Nucleoeléctrica Argentina S.A.).

 

En las centrales eléctricas hay máquinas llamadas generadores que aprovechan la principal propiedad de la energía, que es convertirse de un tipo de energía a otra. La energía eléctrica se produce cuando una bobina metálica rodeada por magnetos comienza a girar, así se de simple. En las centrales eléctricas, estos generadores convierten la energía mecánica (de movimiento de rotación) de enormes turbinas en grandes cantidades de energía eléctrica.

 

En las centrales térmicas, un combustible fósil al entrar en combustión en un motor, provoca la rotación de las turbinas que incluyen bobinas que están rodeadas por magnetos y que al girar generan electricidad. En las hidroeléctricas, la usina tiene que encontrarse cerca de un salto de agua, como por ejemplo ríos de alto caudal a desnivel o una represa. El agua es enviada hacia abajo por fuerza gravitatoria a través de un conducto en desnivel que llega hasta unas turbinas con paletas. Al caer el agua sobre las paletas de las turbinas con bobinados, estas giran mecánicamente y su rotación genera la electricidad. En las plantas nucleares, una reacción nuclear provocada por barras de uranio produce espontáneamente altísimas temperaturas dentro de un reactor, por donde pasan tubos con agua que se evapora instantáneamente y cuyo vapor mueve las aspas de una turbina bobinada que al girar genera energía eléctrica. En el caso de los generadores eólicos, es el movimiento de los molinos a causa del viento lo que provoca la rotación de una turbina que al girar genera electricidad.

 

Central hidroeléctrica-

 

Hacia enero de 2016, la potencia instalada de la Argentina era de 32.595 MW. Esto significa que la cantidad máxima de energía eléctrica que se puede producir en un momento dado por todas las centrales eléctricas del país trabajando a la vez, es de 32.595 Megawatts (o sea 32.595 millones de watts), lo que equivale a poder alimentar a más de 325 millones de lámparas de 100 Watts encendidas a la vez o como alimentar a más de 1629 millones de lámparas de bajo consumo de 20 Watts encendidas a la vez en todo el país.

 

Todas las centrales generadoras de electricidad del país están interconectadas a una red eléctrica nacional llamada Sistema Argentino de Interconexión (SADI). A través del SADI, la electricidad generada en las usinas eléctricas puede ser transportada a cualquier parte del país. Y es allí donde entra en escena el segundo segmento del sistema eléctrico argentino, el del transporte de la electricidad.

 

El transporte de la electricidad se realiza a través de líneas de alta tensión que recorren el país. Dadas las grandes distancias que la electricidad debe recorrer, ésta debe ser transportada en alta tensión (a cientos de miles de voltios), para contrarrestar un efecto de la naturaleza que es conocido como Efecto Joule, que lo que provoca es que al recorrer grandes distancias la electricidad, gran parte de su potencia se pierda en forma de calor, recalentando los cables. Una forma de evitar este efecto, es aumentar lo más posible la tensión o voltaje de la corriente transportada, incluso hasta niveles de 500 kV (500 kilovolts que es lo mismo que decir 500.000 volts) cuando la electricidad tiene que ir de una región a otra del país, por ejemplo de la Patagonia al centro del país.

 

El Sistema Argentino de Interconexión (SADI) está organizado por regiones: GBA (Gran Buenos Aires), Litoral (Entre Ríos y Santa Fe), Provincia de Buenos Aires (sin el Gran Buenos Aires), NOA (Santiago del Estero, Tucumán, Salta, Catamarca y La Rioja), Centro (Córdoba y San Luis), Cuyo (San Juan y Mendoza), Comahue (La Pampa, Neuquén y Río Negro), Patagonia (Chubut; Santa Cruz; Tierra del Fuego, Antártida e islas).

 

El transporte de la electricidad a través del SADI se realiza mediante dos subsistemas que lo componen, el Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de Alta Tensión (STAT) y el Sistema Troncal (ST). El Sistema de Alta Tensión (STAT) opera a 500 kV (500.000 volts) y 220 kV (200.000 volts), y transporta la electricidad de una región del país a otra. El Sistema Troncal (ST) transporta la electricidad dentro de una misma región entre plantas generadoras y distribuidores operando a 132, 220 y 66 kV, según las necesidades (132.000 volts, 220.000 volts y 66.000 volts).

 

La única empresa a cargo del STAT es Transener, propiedad de la compañía privada Pampa Energía. El Sistema Troncal está a cargo de distintas empresas (una por cada región) como Transba (Buenos Aires y AMBA), Transnoa (NOA), Transcomahue (Comahue), Distrocuyo (Cuyo) y Transpa (Patagonia). La empresa Transba, así como la distribuidora EDENOR en la región del AMBA, también son propiedad de la compañía Pampa Energía.

 

Las empresas transportadoras de electricidad cuentan además con subestaciones transformadoras elevadoras que aumentan la tensión y subestaciones transformadoras reductoras que bajan la tensión eléctrica. Por ejemplo, la red de alta tensión (STAT) operada por Transener y que vincula a todas las regiones del país, está compuesta por más de 12.300 kilómetros de líneas de transmisión y 44 subestaciones transformadoras a nivel nacional.

 

El último segmento del sistema eléctrico lo constituyen las empresas distribuidoras de la electricidad, encargadas de la última etapa del proceso que lleva a la energía eléctrica desde la planta generadora hasta los consumidores finales. La distribución de la electricidad a los consumidores está a cargo de empresas concesionarias (en su mayoría privadas) cuya función es suministrar toda la demanda de electricidad de su zona de cobertura.

 

Por lo general las zonas de cobertura de las empresas distribuidoras de electricidad son provinciales, o sea una empresa distribuidora por provincia, salvo en el caso de la provincia de Buenos Aires que está subdividida en cuatro zonas eléctricas y en el caso del AMBA, donde dos empresas (EDENOR y EDESUR) cubren toda la demanda de la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano bonaerense. Sin embargo, en muchas localidades del país han optado por distribuir la electricidad a nivel local a través de cooperativas eléctricas municipales. Por ejemplo, en la provincia de Buenos Aires, además de las distribuidoras provinciales, hay 27 distribuidoras municipales.

 

Las empresas distribuidoras le compran la electricidad a las plantas generadoras y le pagan a Transener y a la empresa del Sistema Troncal que corresponde a su región para que le transporten la energía eléctrica hasta sus centros de transformación, donde la electricidad es reducida a media tensión (un valor de entre 1 y 36 kV). De allí, es distribuida por todo el distrito que cubren y antes de ser suministrada a los consumidores, es reducida nuevamente en centros de transformación a 220 volts (baja tensión), desde donde es enviada directamente a clientes residenciales, comerciales e industriales.

 

La mayoría de las empresas distribuidoras pertenecen a concesionarias privadas, salvo en algunos casos en donde son estatales como ocurre en Santa Fe (EPESF), Córdoba (EPEC), Neuquén (EPEN), La Pampa (APELP) y Chubut (DGSP).

 

Veamos un ejemplo práctico: La empresa EDESUR, distribuidora de la mitad sur del Área Metropolitana de la Ciudad de Buenos Aires, solicita el envío de electricidad de la central generadora El Chocón, ubicada sobre el Río Limay, en la provincia de Neuquén, aproximadamente a 1.500 kilómetros de distancia, para cubrir sus necesidades en el barrio porteño de Villa Crespo.

 

Como llega la electricidad a nuestras casas

Cómo llega la electricidad desde las plantas generadoras hasta nuestras casas - Cliquear para ampliar imagen

 

Se genera electricidad en la Central Hidroeléctrica El Chocón, en Neuquén. Antes de ingresar la corriente eléctrica al Sistema Argentino de Interconexión, pasa por una subestación transformadora elevadora que aumenta la tensión de la electricidad a 500 kV (500.000 volts) para poder cubrir la gran distancia que deberá recorrer hasta Buenos Aires sin perder potencia.

 

La electricidad llega a la subestación transformadora de Ezeiza, en el Gran Buenos Aires, donde su tensión es reducida a 132 kV (132.000 volts) y de allí es enviada al barrio porteño de Villa Crespo por líneas de 132 kV.

 

Cuando la electricidad llega a Villa Crespo, pasa por una subestación transformadora de media tensión que reduce aún más su tensión a 13,2 kV (13.200 volts) y de allí la distribuye por Villa Crespo. Antes de ser entregada a las casas de los consumidores residenciales, es reducida en transformadores a una baja tensión de 220 volts.

 

Luego de hacer todo ese recorrido descrito en los puntos anteriores, la electricidad entra a una casa del barrio de Villa Crespo, donde ilumina a las lámparas de sus ambientes y alimenta a todos los electrodomésticos instalados en ella.

Ahora que ya conocen cómo es la infraestructura de la red eléctrica argentina, se puede pasar a analizar cuáles son los factores que componen las tarifas de la electricidad en Argentina y por qué estas varían de un distrito a otro.

 

 

Por qué en Capital Federal se paga más barata la electricidad que en el resto de Argentina

Las tarifas eléctricas están integradas por cuatro componentes:

 

El costo de producción de la energía eléctrica en centrales generadoras.

El costo de transporte de la electricidad desde la central generadora al distrito donde habitan los consumidores de una determinada empresa.

El costo por distribuir la electricidad a los consumidores de un distrito determinado.

Impuestos.

La electricidad se compra a las centrales generadoras a través de un Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que es gestionado por una empresa denominada CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.). Esta empresa está encargada de establecer los precios por cada Mwh que se compra y garantizar el envío de la electricidad al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). También está a cargo de asegurar la máxima seguridad en la red del SADI, así como la calidad de la electricidad enviada.

 

Hacia abril de 2016, el precio para comprar 1 Mwh de electricidad (1 Megawatt por hora que equivale a 1 millón de watts por hora) era de ARS$ 120 (120 pesos argentinos). Los clientes de esta energía eléctrica a las centrales generadoras son las distribuidoras locales (como EDENOR y EDESUR en el AMBA, EPEC en Córdoba, EPESF en Santa Fe, EDEMSA en Mendoza, etc), los grandes clientes industriales que requieren altas cantidades de energía y por eso compran la electricidad directamente de los generadores, y por último las empresas de servicios públicos (como el ferrocarril o el Subte).

 

La electricidad la compran a través del Mercado Eléctrico Mayorista gestionado por CAMMESA. Sin embargo, es necesario aclarar que ARS$ 120 por cada Mwh de electricidad que se vende en el MEM, es un precio tope establecido por el Gobierno Nacional desde hace años, aunque en realidad el verdadero precio de producción de electricidad es mayor y varía de acuerdo a diversas variables como: la época del año, la demanda del mes, los costos de combustible para alimentar generadores térmicos, entre otros factores.

 

El verdadero costo de producción de la electricidad se denomina Precio Medio Monómico y es muy superior al precio que pagan las distribuidoras para recibir la electricidad. Esta diferencia entre el precio medio monómico y el que pagan las empresas distribuidoras es cubierto por el Estado Nacional, a través de los denominados subsidios a la energía eléctrica.

 

Por ejemplo, en junio de 2015 el precio medio monómico mensual de 1 Mwh producido era de ARS$ 698,94 aunque las distribuidoras pagaban ARS$ 120, el resto lo pagaba el Estado Nacional a través del subsidio.

 

Además del valor de generación, las distribuidoras locales deben pagar por el transporte de la electricidad, tanto a Transener (encargada del Sistema de Alta Tensión del País) así como a las correspondientes empresas del Sistema Troncal de Distribución de su región. Hacia abril de 2016, el precio por transportar 1 Mwh desde la central generadora hasta los centros de consumición de cada distribuidora era de ARS$ 2,5 (ARS$ 1,1 para Transener por el transporte por líneas de alta tensión y ARS$ 1,4 para la empresa de transporte troncal correspondiente a la región).

 

El tercer componente que se agrega al valor final de la factura que deben abonar los consumidores es el del pago por los servicios brindados por parte de las respectivas empresas distribuidoras locales. A esto se lo denomina VAD (Valor Agregado de Distribución). Por ejemplo, en Córdoba este monto es destinado a la empresa EPEC, en la mitad norte del AMBA a EDENOR, en la mitad sur del AMBA a EDESUR, en Santa Fe a EPESF, etc.

 

El cuarto y último componente que integra a las tarifas de energía eléctrica corresponde a los impuestos.

 

El costo de generación y transporte de la electricidad es el mismo para todo el país, ya que el Estado Nacional se hace cargo de estos gastos a través de los subsidios que hacen que la electricidad sea varias veces más barata que en resto del continente (salvo Venezuela). Entonces, lo que marca la diferencia en el precio de la electricidad entre un lugar y otro del país es el VAD que cobra cada empresa distribuidora local.

 

En el año 2002, a raíz de la crisis económica argentina, a través de la Ley 25.501 de Emergencia Económica se dispuso la pesificación de las tarifas de los servicios públicos a su valor original en pesos (o sea que no siguió los porcentajes de devaluación del peso). El peso argentino devaluó aproximadamente a un tercio de su valor anterior, por lo que si antes una tarifa eléctrica costaba ARS$ 40, en lugar de pasar a costar ARS$ 120, siguió valiendo ARS$ 40.

 

A través de la resolución 240/03 (del año 2003), se estableció que para determinar el precio de la electricidad se tome como parámetro el costo de producción eléctrica en las usinas térmicas como si fueran todas alimentadas con gas natural (aunque en realidad, además de usinas térmicas a gas, también hay usinas térmicas a fueloil, gasoil y carbón, así como hidroeléctricas, nucleares, etc). A partir de entonces, los costos reales de producción y de venta en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) comenzaron a diferenciarse. Esa diferencia la financiaba el Estado Nacional a través de los subsidios.

 

El proceso inflacionario no ayudó para que esta brecha entre el precio real de generación y el de venta a las distribuidoras locales no creciera. Especialmente, a partir de 2006 se produjeron grandes incrementos de costos a raíz de la baja producción local de gas natural y la consecuente restricción de su uso para la generación eléctrica, por lo que el país se vio obligado a importarlo o reemplazarlo con otros combustibles fósiles. Esta situación se vio agravada por el fuerte aumento del precio internacional de los combustibles por aquellos años.

 

Hacia junio de 2015, el precio real de producción eléctrica era 5,8 veces mayor al precio de venta a las distribuidoras. O sea, que el valor que pagaban las distribuidoras en el MEM era apenas un 17% del costo real de producción de la electricidad, por lo que el 83% restante lo pagaba el Estado Nacional a través de los subsidios.

 

La diferencia entre las tarifas de electricidad del AMBA y el resto del país se dan porque el VAD (Valor Agregado de Distribución), que es el costo que se paga a las distribuidoras locales por el servicio brindado, se mantuvo casi sin cambios en el AMBA durante 13 años, mientras que en el resto de la Argentina, las distintas jurisdicciones provinciales implementaban esquemas de revisión tarifaria del VAD que actualizaban periódicamente las tarifas de la electricidad en sus jurisdicciones.

 

En el AMBA, a diferencia del resto del país, el costo de la distribución (VAD) no lo estipula ningún gobierno provincial sino que el Gobierno Nacional a través del Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE), que durante la última década no autorizó las actualizaciones del VAD, por lo que se mantuvo casi congelado. Esta es la razón de la gran inequidad de precios de la electricidad entre el Gran Buenos Aires y el resto de la Argentina.

 

Esta situación, además generó el deterioro de la calidad del servicio brindado por EDENOR y EDESUR en el AMBA, a causa de una gran desinversión en el mantenimiento de la infraestructura de distribución por falta de fondos. Durante la última década, a raíz del crecimiento económico del país, el consumo de electricidad se incrementó demasiado. Sin embargo, a causa de la falta de inversión en infraestructura de EDENOR y EDESUR, los cortes de suministro se volvieron cada vez más frecuentes y duraderos en Capital Federal y conurbano bonaerense.

 

En el contexto de las demoras de actualización tarifaria del VAD en el AMBA y de la renegociación de los contratos de concesión, tanto EDENOR como EDESUR no podían pagar los costos de compra de electricidad a CAMMESA (empresa que gestiona la compra mayorista de electricidad a las generadoras), el transporte, ni tampoco pagar los salarios de sus empleados en forma simultánea. A partir de entonces, tanto EDENOR como EDESUR comenzaron a acumular deuda con CAMMESA por la compra de energía. Esta situación desencadenó un nuevo esquema de subsidios, exclusivamente para los usuarios del AMBA, que no se observaba en otras regiones del país. Esta especie de subsidios del Estado Nacional a los usuarios del AMBA se dio a través de la cancelación de deudas que tenían EDENOR y EDESUR con CAMMESA por la compra de energía, a cuenta de los aumentos del VAD que no se autorizaron en el pasado, y préstamos para el mantenimiento o mejora de la infraestructura.

 

Aún así, tras hacerse cargo el Estado Nacional de las deudas de EDESUR y EDENOR, la inequidad de tarifas entre el AMBA y las provincias continuó, así como la baja calidad del servicio, con una alta tasa de cortes de suministro. Además, es necesario destacar que a pesar de la cancelación de deudas por parte del Estado, hacia fines de 2015, EDENOR y EDESUR aún debían ARS$ 14.000 millones a CAMMESA (alrededor de US$ 1000 millones).

 

Finalmente, el último componente que afecta a las tarifas eléctricas de cada distrito, los impuestos, varía según la provincia. Por un lado, los impuestos varían porque se aplican en forma proporcional a los costos del servicio de distribución que ya de por sí presentan inequidades de una provincia a otra. Por otro lado, al depender de cada jurisdicción provincial, se le pueden sumar impuestos locales que no tienen nada que ver con la electricidad, como servicios de transporte, seguridad o salud.

 

Un caso que llama la atención acerca de los impuestos, es el que ocurre en el AMBA, entre Capital Federal y el conurbano, donde operan EDENOR y EDESUR. Los usuarios de Capital Federal pagan menos que aquellos del conurbano, ya que no se incluye el impuesto provincial. De esta manera, los usuarios de la misma empresa, pero del lado de la provincia de Buenos Aires pagan aproximadamente 11% más que en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

 

 

Cuánta electricidad se produce y se consume en Argentina

En Argentina, la electricidad se produce en plantas generadoras térmicas propulsadas con combustibles fósiles, plantas hidráulicas, plantas nucleares, parques eólicos y parques fotovoltaicos. Las centrales térmicas, a su vez, se subdividen por el tipo de combustible fósil que utilizan o su tecnología: Centrales a gas natural, Turbinas a vapor, Ciclos Combinados, Fueloil, Carbón, Gasoil y Biogas. Hacia enero de 2016, el 59,94% de la energía generada en Argentina se originaba en usinas térmicas; el 34,08 en centrales hidroeléctricas; el 5,38 en tres centrales nucleares (Atucha I, Atucha II y Embalse); el 0,57% en parques eólicos y el 0,03 en parques fotovoltaicos.

 

La potencia instalada de la Argentina (la cantidad máxima de electricidad que se puede generar en un mismo instante por todas las plantas generadoras encendidas y trabajando al tope) en enero de 2016 era de 32.595 MW.

 

La cantidad total de electricidad producida en Argentina durante todo el año 2015 fue de 135.216 Gwh. Si a esto le incluimos los 1655 Gwh importados, llegamos a que la demanda total de electricidad en el país durante todo el año 2015 fue de 136.870 Gwh (quinto productor de América, detrás de Estados Unidos, Canadá, Brasil y México). El consumo de electricidad en Argentina en el año 2015 fue de 3151 Kwh per cápita (el tercer país de Sudamérica en cantidad de consumo per cápita, detrás de Chile y Venezuela con 3879 Kwh y 3245 Kwh respectivamente).

 

A continuación, se muestra el crecimiento de la generación eléctrica en Argentina entre 1992 y 2015:

 

1992: Se produjeron en el país 51.787 Gwh. Se importaron 2267 Gwh.

1993: Se produjeron en el país 57.236 Gwh. Se importaron 1212 Gwh. La generación creció 10,52%

1994: Se produjeron en el país 62.142 Gwh. Se importaron 334 Gwh. La generación creció 8,57%

1995: Se produjeron en el país 64.377 Gwh. Se importaron 310 Gwh. La generación creció 3,60%

1996: Se produjeron en el país 68.473 Gwh. Se importaron 278 Gwh. La generación creció 6,36%

1997: Se produjeron en el país 73.326 Gwh. Se importaron 448 Gwh. La generación creció 7,09%

1998: Se produjeron en el país 74.576 Gwh. Se importaron 1914 Gwh. La generación creció 1,70%

1999: Se produjeron en el país 75.567 Gwh. Se importaron 310 Gwh. La generación creció 1,33%

2000: Se produjeron en el país 82.739 Gwh. Se importaron 1011 Gwh. La generación creció 9,49%

2001: Se produjeron en el país 84.557 Gwh. Se importaron 1450 Gwh. La generación creció 2,20%

2002: Se produjeron en el país 79.124 Gwh. Se importaron 2210 Gwh. La generación se redujo 6,42%

2003: Se produjeron en el país 85.208 Gwh. Se importaron 1234 Gwh. La generación creció 7,69%

2004: Se produjeron en el país 91.845 Gwh. Se importaron 1441 Gwh. La generación creció 7,79%

2005: Se produjeron en el país 93.938 Gwh. Se importaron 1222 Gwh. La generación creció 2,28%

2006: Se produjeron en el país 104.068 Gwh. Se importaron 559 Gwh. La generación creció 10,78%

2007: Se produjeron en el país 105.023 Gwh. Se importaron 3459 Gwh. La generación creció 0,92%

2008: Se produjeron en el país 110.608 Gwh. Se importaron 1774 Gwh. La generación creció 5,32%

2009: Se produjeron en el país 109.293 Gwh. Se importaron 2040 Gwh. La generación se redujo 1,2%

2010: Se produjeron en el país 113.384 Gwh. Se importaron 2351 Gwh. La generación creció 3,74%

2011: Se produjeron en el país 118.820 Gwh. Se importaron 2412 Gwh. La generación creció 4,79%

2012: Se produjeron en el país 125.381 Gwh. Se importaron 423 Gwh. La generación creció 5,52%

2013: Se produjeron en el país 129.478 Gwh. Se importaron 342 Gwh. La generación creció 3,27%

2014: Se produjeron en el país 129.815 Gwh. Se importaron 1390 Gwh. La generación creció 0,26%

2015: Se produjeron en el país 135.215 Gwh. Se importaron 1655 Gwh. La generación creció 4,16%

Durante el período 1992-1999 la generación eléctrica creció 45,92%. Durante el período 1999-2001 la generación eléctrica creció 11,90%. Durante el período 2001-2003 la generación eléctrica creció 0,77%. Durante el período 2003-2015 la generación eléctrica creció 58,69% (creció 23,25% durante el período 2003-2007 y 28,75% durante el período 2007-2015).

 

El incremento anual promedio de generación eléctrica durante el período 1992-1999 fue de 6,56%. El crecimiento anual promedio de generación eléctrica durante el período 1999-2001 fue de 5,95%. El crecimiento anual promedio de generación eléctrica durante el período 2001-2003 fue de 0,385%. El crecimiento anual promedio de generación eléctrica durante el período 2003-2015 fue de 4,89% (5,81% anual durante el período 2003-2015 y 3,59% durante el período 2007-2015).

 

El mayor crecimiento interanual de generación eléctrica de este período de 23 años ocurrió entre 2005 y 2006, cuando aumentó 10,78%. Seguido de un crecimiento de 10,52% entre 1992 y 1993, y de 9,49% entre 1999 y 2000.

 

Durante el período 1992-1999 se importaron 7073 Gwh (promedio anual de 884,12 Gwh). Durante el período 2000-2001 se importaron 2461 Gwh (promedio anual de 1230,5 Gwh). Durante el período 2003-2015 se importaron 20.302 Gwh (promedio anual de 1561,69 Gwh). El año que más electricidad se importó fue el 2007 con 3459 Gwh, seguido del año 2011 con 2412 Gwh y del año 2010 con 2351 Gwh importados. El año en que menos electricidad se importó fue 1996 con 278 Gwh, seguido de 1995 y 1999 con 310 Gwh importados en ambos años. Durante el período 2003-2015, el año en que menos electricidad se importó fue 2013 con 342 Gwh.

 

El gran crecimiento de generación eléctrica durante el período 1992-1999, ocurrió en respuesta a la grave crisis energética que sufrió Argentina durante los últimos años de la década de los 80s. A partir del año 1987, la red eléctrica argentina había comenzado a ver los primeros síntomas de una crisis energética, cuando ya no podía cubrir toda la demanda eléctrica del país. En 1989, estalló finalmente la crisis energética propiamentente dicho, cuando más de la mitad de las centrales térmicas del país no estaban disponibles por falta de mantenimiento. Esto generó un déficit de 1250 MW en la potencia instalada del país. A eso hay que sumarle la demora en la culminación de construcción de nuevas plantas energéticas y la paralización de las obras en plantas nucleares. Otro factor que afectó a la situación en menor medida fue la reparación de una de las fisuras presentes en la planta hidroeléctrica de El Chocón. El sistema eléctrico argentino era muy ineficiente, con errores de planificación, baja disponibilidad de centrales energéticas, elevadas pérdidas de energía y un gran endeudamiento, por lo que durante 1989 se tuvo que recurrir a racionamiento y cortes programados del suministro eléctrico.

 

Hasta 1993, la generación, transporte y distribución de la electricidad en Argentina estaban centralizadas en manos del Estado Nacional, a través de tres empresas, SEGBA, AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SA e HIDRONOR. La primera medida que se tomó para revertir la crisis energética a partir de 1992 fue el comienzo de un proceso de privatización del sector eléctrico de Argentina y su segmentación en tres actividades: generación, transporte y distribución. Así, entraron en escena decenas de empresas privadas generadoras por un lado y distribuidoras locales por otro lado. El transporte de alta tensión quedó en manos de Transener. En 1992, ya se había creado la empresa CAMMESA para gestionar el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

 

Para resolver los problemas energéticos, durante los años 90s se puso el foco en la puesta en disponibilidad de las centrales térmicas que no funcionaban. Además, se pusieron en funcionamiento las plantas generadoras que ya estaban terminadas y la culminación de nuevas centrales cuya puesta en marcha se había previsto para 1989, pero que a raíz de los problemas económicos del país, las obras se habían retrasado. Todos estos factores propiciaron un aumento constante en la generación de electricidad durante los años 90s, que elevaron la potencia eléctrica instalada del país de 15.000 MW en 1990 a 18.148 MW en 1995 (hacia enero de 2016 era de 32.595 MW) y la generación anual de 47.250 Gwh en 1990 a 64.377 Gwh en 1995 y 75.567 Gwh en 1999. No obstante, recién a partir del año 2003 la oferta de electricidad disponible pudo igualar a la demanda eléctrica del país.

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Exportaciones de electricidad:

 

1992: 12 Gwh

1993: 14 Gwh

1994: 15 Gwh

1995: 191 Gwh

1996: 311 Gwh

1997: 273 Gwh

1998: 79 Gwh

1999: 712 Gwh

2000: 4715 Gwh

2001: 4201 Gwh

2002: 1009 Gwh

2003: 437 Gwh

2004: 1938 Gwh

2005: 1362 Gwh

2006: 2100 Gwh

2007: 578 Gwh

2008: 1618 Gwh

2009: 1292 Gwh

2010: 359 Gwh

2011: 265 Gwh

2012: 280 Gwh

2013: 0 Gwh

2014: 6 Gwh

2015: 55 Gwh

En el período 1992-1999 se exportaron en total 1607 Gwh de electricidad, a un promedio anual de 200,87 Gwh. En el período 2000-2001 se exportaron en total 8916 Gwh, a un promedio anual de 4458 Gwh. En el período 2003-2015 se exportaron 10290 Gwh (6415 Gwh en el período 2003-2007 y 3875 Gwh en el período 2008-2015), a un promedio anual de 791,54 Gwh.

 

El desarrollo de la demanda de electricidad en Argentina durante el período 1992-2015 fue el siguiente:

 

1992: Se consumieron 54.179 Gwh

1993: Se consumieron 58.505 Gwh. Aumentó 7,98%

1994: Se consumieron 62.500 Gwh. Aumentó 6,83%

1995: Se consumieron 64.706 Gwh. Aumentó 3,53%

1996: Se consumieron 68.756 Gwh. Aumentó 6,26%

1997: Se consumieron 73.782 Gwh. Aumentó 7,31%

1998: Se consumieron 76.492 Gwh. Aumentó 3,67%

1999: Se consumieron 75.891 Gwh. Se redujo 0,79%

2000: Se consumieron 83.758 Gwh. Aumentó 10,37%

2001: Se consumieron 86.015 Gwh. Aumentó 2,69%

2002: Se consumieron 81.348 Gwh. Se redujo 5,43%

2003: Se consumieron 86.442 Gwh. Aumentó 6,26%

2004: Se consumieron 93.286 Gwh. Aumentó 7,92%

2005: Se consumieron 98.160 Gwh. Aumentó 5,22%

2006: Se consumieron 104.627 Gwh. Aumentó 6,59%

2007: Se consumieron 108.482 Gwh. Aumentó 3,68%

2008: Se consumieron 112.382 Gwh. Aumentó 3,59%

2009: Se consumieron 111.333 Gwh. Se redujo 0,93%

2010: Se consumieron 115.735 Gwh. Aumentó 3,95%

2011: Se consumieron 121.216 Gwh. Aumentó 4,74%

2012: Se consumieron 125.804 Gwh. Aumentó 3,78%

2013: Se consumieron 129.820 Gwh. Aumentó 3,19%

2014: Se consumieron 131.205 Gwh. Aumentó 1,07%

2015: Se consumieron 136.870 Gwh. Aumentó 4,32%

Entre 1992 y 2015 la demanda eléctrica anual de Argentina se incrementó 152,63%. Durante el período 1992-1999, el consumo de electricidad aumentó 40,07%. Durante el período 1999-2000 aumentó 13,34%. Durante el período 2003-2015, el consumo de electricidad aumentó 58,34%. El aumento del consumo de electricidad está vinculado con el proceso de desarrollo de un país, asociado con el crecimiento económico de sus habitantes y el aumento del uso de electrodomésticos y artefactos electrónicos (más hogares con computadoras, aparatos de aire acondicionado, varios televisores, refrigeradores, etc). Se puede notar también que la reducción del consumo de electricidad coincide con años o períodos de crisis económica, como por ejemplo en 1999 tras el comienzo de la recesión económica en 1998, en 2002 durante la gran crisis económica del país y en 2009 durante un breve período recesivo de la economía. También se puede observar que durante el 2002, en plena crisis económica, la generación de electricidad se redujo 6,42%, al igual que en 2009, durante un breve período recesivo, cuando se redujo 1,2%.

 

Otro punto que cabe destacar es que a pesar que durante el período 1992-2002 hubo un crecimiento total de la generación de electricidad, en todos esos años la demanda fue levemente superior a la oferta de electricidad (o sea que no se lograba cubrir el 100% de la demanda), por lo que se tuvo que acudir a racionamientos del suministro. Por ejemplo, en 1992 la demanda fue 0,32% mayor a la oferta y en 1993 la demanda fue 0,097% mayor.

 

El crecimiento, tanto en el consumo como en la generación de electricidad, durante el período 2003-2015 se debió principalmente al gran crecimiento económico del país, que alcanzó un pico durante el año 2006. El alto fomento que se dio al consumo interno durante este período que propició un fuerte aumento del uso de electrodomésticos como televisores, refrigeradores, aire acondicionados y otros artefactos, catapultaron la demanda de electricidad, por lo que fue necesaria la construcción de nuevas plantas de generación eléctrica. Así, la mayor demanda de electricidad podía ser enfrentada. Sin embargo, este modelo, fuertemente apoyado en subsidios a la generación y transporte de la electricidad, no tuvo en cuenta que el congelamiento de tarifas de distribución eléctrica en la región más poblada del país (AMBA), causaría una fuerte desinversión en infraestructura, que resultaría en serias deficiencias del servicio eléctrico en dicha región.

 

Dividida por regiones eléctricas, la demanda de electricidad en Argentina hacia 2016 era la siguiente:

 

Área Metropolitana de la Ciudad de Buenos Aires (AMBA): Consume el 39% de la electricidad del país.

Litoral (Entre Ríos, Santa Fe): 12%

Provincia de Buenos Aires (sin los partidos que corresponden al AMBA): 11%

Centro (Córdoba, San Luis): 9%

NOA (Salta, Tucumán, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja): 8%

Cuyo (San Juan, Mendoza): 6%

Comahue (La Pampa, Neuquén, Río Negro): 4%

Patagonia (Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Antártida e Islas): 4%

El 42% de la demanda eléctrica en Argentina corresponde a clientes residenciales y alumbrado público. El 13% corresponde a pequeños y medianos comercios. El 15% corresponde a clientes intermedios como tiendas departamentales, shoppings, edificios públicos y corporativos, así como pequeñas y medianas industrias. El 29% de los clientes pertenecen al grupo de grandes industrias, así como grandes edificios públicos (por ejemplo aeropuertos).

 

Normalmente, en invierno la mayor demanda promedio de electricidad a nivel nacional ocurre entre las 19:30 y las 21:30, con picos alrededor de las 20:30. En verano, los horarios con el mayor promedio de demanda eléctrica a nivel nacional, ocurre entre las 14:30 y las 16:30, con picos alrededor de las 15:30.

 

La potencia eléctrica instalada de Argentina hacia enero de 2016 era de 32.595 MW, pero por distintas razones como por ejemplo mantenimiento temporal o funcionamiento parcial de centrales generadoras, entre otros inconvenientes, de esta potencia instalada, en promedio anual solamente está disponible un cierto porcentanje. En 2015, el porcentaje promedio de disponibilidad de la potencia eléctrica instalada fue de 81%, alrededor de 26.000 MW. Es por eso, que en momentos de picos de demanda hay que estar alertas de que no se superen los valores de la potencia instalada disponible del momento y en tal caso se hace necesaria la importación de electricidad de países vecinos, como por ejemplo Chile o Uruguay. La disponibilidad promedio anual de potencia eléctrica instalada durante 2015, ordenada por tipo de centrales generadoras fue la siguiente:

 

Centrales hidroeléctricas: 95,0%

Centrales de fuentes renovables limpias (fotovoltaica, eólica): 85,4%

Centrales térmicas de ciclo combinado: 82,1%

Centrales térmicas a gas: 77,9%

Centrales nucleares: 73,1%

Centrales térmicas a vapor: 47,0%

Los picos de demanda históricos en la República Argentina hasta febrero de 2016 ocurrieron:

 

El 22 de enero de 2016 a las 14:28 con una demanda de 24.885 MW a nivel nacional

El 21 de enero de 2016 a las 14:39 con una demanda de 24.665 MW a nivel nacional

El 20 de enero de 2014 con una demanda de 24.034 MW a nivel nacional

La potencia eléctrica instalada en cada región del país se produce a partir de las siguientes fuentes:

 

GBA, Buenos Aires, Entre Ríos y Santa Fe: Centrales térmicas 90,5%. Centrales hidroeléctricas 6,9%. Centrales nucleares 2,6%

NOA: Centrales térmicas 89,9%. Centrales hidroeléctricas 8,2%. Parques eólicos 1,9%

Córdoba y San Luis: Centrales térmicas 46,2%. Centrales hidroeléctricas 31,5%. Centrales nucleares 22,3%

San Juan y Mendoza: Centrales hidroeléctricas 64,4%. Centrales térmicas 35,1%. Parques fotovoltaicos 0,5%

La Pampa y Río Negro: Centrales hidroeléctricas 75%. Centrales térmicas 25%

Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Antártida e Islas: Centrales hidroeléctricas 51,7%. Centrales térmicas 34,7%. Centrales eólicas 13,6%

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Hacia enero de 2016, el Sistema de Transporte Eléctrico de Alta Tensión contaba con 14.760 kilómetros de líneas (14.192 kilómetros de líneas de 500 kV, 562 kilómetros de líneas de 220 kV y 6 kilómetros de líneas de 132 kV). El Sistema Troncal contaba hacia enero de 2016 con 19.532 kilómetros de líneas de transporte (16.881 kilómetros de líneas de 132 kV, 1116 kilómetros de líneas de 330 kV, 1114 kilómetros de líneas de 220 kV, 398 kilómetros de líneas de 66 kV). El sistema troncal por región está constituido de la siguiente manera:

 

Buenos Aires: 6158 kilómetros (5583 kilómetros de líneas de 132 kV, 398 kilómetros de líneas de 66 kV, 177 kilómetros de líneas de 220 kV).

NOA: 5050 kilómetros de líneas de 132 kV.

Patagonia: 3504 kilómetros (2123 kilómetros de líneas de 132 kV, 1116 kilómetros de líneas de 330 kV, 265 kilómetros de líneas de 220 kV).

Comahue: 1367 kilómetros de líneas de 132 kV.

Cuyo: 1267 kilómetros (642 kilómetros de líneas de 220 kV y 625 kilómetros de líneas de 132 kV).

A nivel nacional, el desarrollo de la longitud del Sistema de Alta Tensión y Sistema Troncal durante el período 1994-2015 fue el siguiente:

 

1994: Sistema de Alta Tensión con 7.722 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 10.407 kilómetros de líneas.

1995: Sistema de Alta Tensión con 7.722 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 10.709 kilómetros de líneas.

1996: Sistema de Alta Tensión con 8.314 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 10.790 kilómetros de líneas.

1997: Sistema de Alta Tensión con 8.314 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 11.320 kilómetros de líneas.

1998: Sistema de Alta Tensión con 8.314 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 11.403 kilómetros de líneas.

1999: Sistema de Alta Tensión con 8.366 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 11.725 kilómetros de líneas.

2000: Sistema de Alta Tensión con 9.669 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 11.852 kilómetros de líneas.

2001: Sistema de Alta Tensión con 9.669 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 12.364 kilómetros de líneas.

2002: Sistema de Alta Tensión con 9.669 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 12.471 kilómetros de líneas.

2003: Sistema de Alta Tensión con 9.669 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 12.509 kilómetros de líneas.

2004: Sistema de Alta Tensión con 9.669 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 12.676 kilómetros de líneas.

2005: Sistema de Alta Tensión con 9.669 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 12.908 kilómetros de líneas.

2006: Sistema de Alta Tensión con 10.024 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 15.846 kilómetros de líneas.

2007: Sistema de Alta Tensión con 10.024 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 16.326 kilómetros de líneas.

2008: Sistema de Alta Tensión con 11.532 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 16.723 kilómetros de líneas.

2009: Sistema de Alta Tensión con 11.853 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 17.080 kilómetros de líneas.

2010: Sistema de Alta Tensión con 12.299 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 17.204 kilómetros de líneas.

2011: Sistema de Alta Tensión con 13.762 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 17.212 kilómetros de líneas.

2012: Sistema de Alta Tensión con 13.762 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 17.497 kilómetros de líneas.

2013: Sistema de Alta Tensión con 14.326 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 17.893 kilómetros de líneas.

2014: Sistema de Alta Tensión con 14.392 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 19.061 kilómetros de líneas.

2015: Sistema de Alta Tensión con 14.760 kilómetros de líneas. Sistema Troncal con 19.532,3 kilómetros de líneas.

Es necesario destacar que la región eléctrica patagónica con su Sistema de Interconectado Patagónico (SIP) estuvo separada del resto del Sistema Argentino de Interconectado (SADI) hasta 2006, cuando finalmente quedaron vinculados en un solo sistema unificado.

 

Entre los años 1994 y 2015, el Sistema de Alta Tensión creció 99,14%, mientras que el Sistema Troncal creció 87,68%. En el período 1994-1999 el Sistema de Alta Tensión creció 8,34%, mientras que el Sistema Troncal creció 12,66%. En el período 2003-2015 el Sistema de Alta Tensión creció 52,65% (3,67% en el período 2003-2007 y 47,25% en el período 2007-2015), mientras que el Sistema Troncal creció 56,15% (30,51% en el período 2003-2007 y 19,64% en el período 2007-2015).

 

 

Qué sucedió con los subsidios a la electricidad a partir de los aumentos de 2016

Hasta el 2003, los subsidios a la electricidad en Argentina fueron de pequeña magnitud, pero a partir de ese año y hasta 2015 no pararon de incrementarse hasta alcanzar un porcentaje significativo del Gasto Primario Nacional y del PBI. Tras los graves episodios económicos, sociales y políticos de finales de 2001, durante el año 2002 se tomaron una serie de medidas para paliar las fuertes consecuencias de la fuerte devaluación del Peso Argentino (hasta 2002 el valor de ARS$ 1 era igual a US$1 y en poco tiempo 1 dólar pasó a valer aproximadamente 3 pesos). La primera medida tomada fue sancionar la Ley de Emergencia Económica 25.561 el 6 de enero de 2002, que establecía la pesificación de los valores de las tarifas de la electricidad y el gas. De esta manera, si por ejemplo antes del fin de la Convertibilidad un usuario pagaba ARS$ 15 (equivalentes a US$ 15) de la cuenta eléctrica de su hogar, a partir de 2002 (con un dólar que valía 3 pesos), en lugar de pagar ARS$ 45 (US$ 15), seguiría pagando ARS$ 15 que por aquel entonces equivalían a aproximadamente US$ 5.

 

De esta forma, la población que había sido seriamente afectada por la repentina devaluación podría enfrentar los costos de las tarifas de servicios, entre ellos la electricidad.

 

A partir de entonces, el Estado Nacional comenzó a hacerse cargo de los gastos de generación y transporte de electricidad para todo el país. En realidad, el costo de generar electricidad varía dependiendo de la fuente de generación (por ejemplo, las fuentes alternativas como la eólica o fotovoltaica son más caras que las tradicionales), del tipo de combustible que se utiliza en caso de tratarse de una central térmica, entre otras variables. Al verdadero costo de generar electricidad se lo denomina Precio Medio Monómico. De esta manera, todas las distribuidoras del país, cuando compran electricidad a las plantas generadoras a través del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), pagan un mismo precio por cada Mwh de electricidad, que el Estado Nacional estableció en un tope de ARS$ 120. El resto, lo cubre el Estado Nacional a través de los subsidios. Por ejemplo, en junio de 2015 el precio real (precio medio monómico mensual) de 1 Mwh de electricidad era de ARS$ 698,94; sin embargo todas las distribuidoras del país solamente pagaban ARS$ 120 y el resto era cubierto por el Estado Nacional.

 

A lo largo del período 2003-2015 los subsidios económicos fueron adquiriendo cada vez mayor magnitud. Si se los compara en relación a distintas variables económicas se puede notar su crecimiento.

 

2005: Los subsidios económicos representaban el 0,4% del PBI (los subsidios a la energía representaban el 0,2% del PBI, mientras que los subsidios al transporte representaban el 0,1% del PBI). Los subsidios energéticos representaban el 1,5% del Gasto Primario Nacional. Los subsidios energéticos abarcaban el 46,5% del total de los subsidios.

2006: Los subsidios económicos representaban el 0,5% del PBI (los subsidios a la energía representaban el 0,3% del PBI, mientras que los subsidios al transporte representaban el 0,2% del PBI). Los subsidios energéticos representaban el 2,3% del Gasto Primario Nacional. Los subsidios energéticos abarcaban el 54,4% del total de los subsidios.

2007: Los subsidios económicos representaban el 1,1% del PBI (los subsidios a la energía representaban el 0,6% del PBI, mientras que los subsidios al transporte representaban el 0,3% del PBI). Los subsidios energéticos representaban el 5,2% del Gasto Primario Nacional. Los subsidios energéticos abarcaban el 55,0% del total de los subsidios.

2008: Los subsidios económicos representaban el 2,0% del PBI (los subsidios a la energía representaban el 0,9% del PBI, mientras que los subsidios al transporte representaban el 0,6% del PBI). Los subsidios energéticos representaban el 7,0% del Gasto Primario Nacional. Los subsidios energéticos abarcaban el 47,1% del total de los subsidios.

2009: Los subsidios económicos representaban el 2,0% del PBI (los subsidios a la energía representaban el 0,9% del PBI, mientras que los subsidios al transporte representaban el 0,8% del PBI). Los subsidios energéticos representaban el 5,6% del Gasto Primario Nacional. Los subsidios energéticos abarcaban el 44,7% del total de los subsidios.

2010: Los subsidios económicos representaban el 2,3% del PBI (los subsidios a la energía representaban el 1,1% del PBI, mientras que los subsidios al transporte representaban el 0,9% del PBI). Los subsidios energéticos representaban el 6,8% del Gasto Primario Nacional. Los subsidios energéticos abarcaban el 48,8% del total de los subsidios.

2011: Los subsidios económicos representaban el 2,9% del PBI (los subsidios a la energía representaban el 1,6% del PBI, mientras que los subsidios al transporte representaban el 1,2% del PBI). Los subsidios energéticos representaban el 8,8% del Gasto Primario Nacional. Los subsidios energéticos abarcaban el 53,3% del total de los subsidios.

2012: Los subsidios económicos representaban el 2,9% del PBI (los subsidios a la energía representaban el 1,6% del PBI, mientras que los subsidios al transporte representaban el 1,1% del PBI). Los subsidios energéticos representaban el 8,7% del Gasto Primario Nacional. Los subsidios energéticos abarcaban el 55,3% del total de los subsidios.

2013: Los subsidios económicos representaban el 3,4% del PBI (los subsidios a la energía representaban el 2,2% del PBI, mientras que los subsidios al transporte representaban el 0,9% del PBI). Los subsidios energéticos representaban el 10,8% del Gasto Primario Nacional. Los subsidios energéticos abarcaban el 66,6% del total de los subsidios.

2014: Los subsidios económicos representaban el 4,1% del PBI (los subsidios a la energía representaban el 2,9% del PBI, mientras que los subsidios al transporte representaban el 1,0% del PBI). Los subsidios energéticos representaban el 12,3% del Gasto Primario Nacional. Los subsidios energéticos abarcaban el 71,7% del total de los subsidios.

Cantidad de pesos gastados anualmente por el Estado Nacional en subsidios energéticos y particularmente en subsidios a la electricidad (cabe aclarar que aproximadamente el 55,8% de los subsidios a la energía del período 2004-2014 fueron destinados a subsidiar a las distribuidoras para la compra de electricidad a CAMMESA):

 

2004: ARS$ 1.157 millones gastados por el Estado Nacional en energía, de los cuales ARS$ 676 millones fueron destinados a subsidiar la electricidad.

2005: ARS$ 1.162 millones gastados por el Estado Nacional en energía, de los cuales ARS$ 871 millones fueron destinados a subsidiar la electricidad.

2006: ARS$ 2.264 millones gastados por el Estado Nacional en energía, de los cuales ARS$ 1.453 millones fueron destinados a subsidiar la electricidad.

2007: ARS$ 6.493 millones gastados por el Estado Nacional en energía, de los cuales ARS$ 4.431 millones fueron destinados a subsidiar la electricidad.

2008: ARS$ 12.022 millones gast

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