Quién es quién en el mercado eléctrico argentino

Luego del apagón del Día del Padre nombres de empresas u organismos como Transener o Cammesa comenzaron a hacerse visibles. Cómo funciona la red que nos dejó a oscuras.



Una de las cinco líneas de extraalta tensión de la región. (Foto archivo)

Una de las cinco líneas de extraalta tensión de la región. (Foto archivo)

Hasta hace unos años la red eléctrica argentina no estaba tan integrada. Pequeñas regiones permanecían aisladas y provincias enteras no tenían conexión con las grandes líneas de abastecimiento de energía. Pero el crecimiento de los tendidos, especialmente los de extraalta tensión (500 kilovoltios, kV), transformaron el mercado en un sistema altamente confiable y con cobertura mucho más completa.

Lo que es un beneficio enorme se transformó en pocos segundos en una condena: falló una línea de 500 kV, la que va de Colonia Elía, en Entre Ríos, a Campana, en la provincia de Buenos Aires, y la onda expansiva alcanzó a todo el país, menos Tierra del Fuego, que por una cuestión de aislamiento no tiene vinculación con el continente.


También se salvaron del corte los que tienen un abastecimiento menos confiable, vaya paradoja, sin interconexión, como Villa La Angostura.

¿Por qué se sobrecargó esa línea en un momento (domingo, 7 de la mañana) en el que la demanda es tan baja? Porque se buscó un “despacho económico”: la idea fue tomar la generación más barata (hidroeléctricas Yacyretá y Salto Grande, con aportes desde Brasil) en vez de garantizar la seguridad. La ciudad de Buenos Aires tiene las dos centrales térmicas más grandes del país, Puerto y Costanera, pero apelar a ellas habría significado quemar un cupo de gas que el gobierno nacional prefiere exportar o, en el peor de los casos, no importar desde los barcos de GNL, tan ligados a las denuncias de corrupción del kirchnerismo.


Historia


El mercado eléctrico estuvo signado hasta comienzos de la década del 90 por la acción del Estado y de las pequeñas empresas cooperativas que en el interior del país habían ido naciendo para montar una usina y darle energía a un pueblo, como CALF en Neuquén o la CEB en Bariloche.

Muy lejos de un pico

13.200 MW
era la potencia que demandaba la red nacional cuando se produjo el apagón del Día del Padre.
21.973 MW
fue la potencia máxima registrada en un domingo. Fue el 27 de diciembre de 2015 a las 22,33.


Antes de la privatización, se armó un esquema de negocios, se aprobó un marco regulatorio y se crearon unidades de negocios allí donde antes había empresas estatales.

Desaparecieron Agua y Energía Eléctrica, Hidronor, Segba y muchas de las empresas estatales de las provincias. Se crearon Transener, Edenor, Edesur, Edersa, Transcomahue y una enorme cantidad de nuevos actores que en cuestión de años pasaron al capital privado.


Precio y subastas


Cammesa es la autoridad en este mercado tan integrado. Es la que ordena qué central es despachada, por qué línea se transporta esa energía y cuánta potencia precisa la red en cada momento de la demanda, que tiene tres grandes estadios: pico (a la mañana temprano y al caer la noche), valle (en la madrugada) y resto.

Los generadores entran en producción según sus precios: primero los más baratos y así en una escalera ascendente hasta cubrir la demanda, en una especie de subasta horaria. La última que entra en generación es la que define el precio del momento que cobran todas las usinas que están en ese momento entregando su producción al sistema.


En un esquema ajustado al marco regulatorio, cada tres meses Cammesa tendría que fijar el precio mayorista que los distribuidores deben cobrarles a los usuarios finales. Si ese valor es superior al realmente verificado en el trimestre siguiente, queda en un fondo compensador reservado cuando la ecuación es inversa.

Pero desde que el Estado nacional comenzó a subsidiar los consumos de electricidad, la diferencia entre el costo mayorista y el precio trasladado a la tarifa final se cubre con aportes del Tesoro.

En los últimos tres años, ese precio mayorista creció por arriba del 2.000% pero no llegó a cubrir nunca el costo porque generadores y transportistas mejoraron notablemente sus ingresos.

El Estado controla resultados; no las acciones que hacen las empresas en el medio. No se puede hacer una vigilancia permanente”.

Gustavo Lopetegui, secretario de Energía de la Nación.


Prueba de ello es que la transportista en extraalta tensión Transener, del grupo Pampa Energía, repartió en mayo 3.300 millones de pesos en dividendos.

Central Puerto, una de las principales generadoras del país, con más de 3.500 megavatios (MW) de potencia instalada, dueña de la concesión de Piedra del Águila, cerró el primer trimestre de 2019 con una ganancia superior a los 1.200 millones de pesos.

Y el Grupo Enel (Central Costanera, El Chocón) comunicó que a finales de abril decidió repartir 2.000 millones de pesos de dividendos entre sus accionistas.


Las distribuidoras son el último eslabón de la cadena


Las distribuidoras son las que tienen el contacto directo con los usuarios (salvo los grandes demandantes, que pueden contratar directamente con las generadoras), pero cada jurisdicción tiene su propia regulación:

Edersa es la más grande en la región. Abastece todo Río Negro menos Bariloche y Río Colorado. La regulación es provincial, a través del EPRE.

CALF es una cooperativa que atiende la demanda de la ciudad de Neuquén. Como la Constitución provincial establece que los servicios públicos son de jurisdicción municipal, la regulación en este caso depende de la Intendencia y el Concejo Deliberante.

Ente Provincial de Energía de Neuquén (EPEN) es una empresa del Estado que atiende la demanda de ciudades medianas, como Centenario, y pequeñas. No tiene regulador y se maneja con decisiones administrativas.

CEB es una cooperativa que da energía a Bariloche y Dina Huapi. Está regulada por el EPRE rionegrino, pero por el tipo de empresa, no se le objeta que el precio final de las boletas se decida en la asamblea de delegados.

Copelco: cooperativa de Cutral Co y Plaza Huincul. Regulación municipal.

Cooperativa de Energía Eléctrica de Zapala. Regulación municipal.

Cooperativa de Servicios Públicos de Plottier. Regulación municipal.

Cooperativa de Electricidad y Anexos de Río Colorado. Regulación del EPRE rionegrino.


Cada región tiene sus propias líneas


Cuando la estatal Agua y Energía Eléctrica de la Nación manejaba las líneas de alta tensión en 132 kilovoltios (kV), había una configuración regional de la red que se planificaba de acuerdo con un criterio que excedía los límites de cada provincia.

La punta final de una red que está integrada. (Foto archivo)


Pero cuando se privatizó el sistema, hacia 1992, la Nación transfirió lo que no pudo privatizar a las provincias.

Las líneas del Alto Valle rionegrino, integradas a las de la Confluencia neuquina, están en manos de una empresa estatal rionegrina llamada Transcomahue. Y los tendidos de Neuquén los opera EPEN. Hay coordinación entre ambas.


El transporte en los extremos


Cuando se privatizó lo que hoy es Edersa quedó dentro del paquete el contrato que le otorgaba la operación y mantenimiento de la línea de 132 kV que va desde Alicurá hasta Bariloche, pasando por Pilcaniyeu. A pesar de que hay controversia por el estado de la concesión de este tendido, Edersa opera y mantiene el tramo. La Provincia pretende que se transfiera el contrato a Transcomahue.

No hay elementos que puedan demostrar que se incumplan algunos de los requisitos del contrato. No hay falta de inversión”.

Carlos García Pereira, director de la empresa Transener.


En la zona atlántica rionegrina hay dos actores diferentes en el mercado del transporte: Transpa y Transba (ambos privados). El primero maneja las líneas que llegan desde el sur hasta Viedma y el segundo abastece desde el norte.


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