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La energía eléctrica en la República Argentina




Enviado por fernandobonfanti



    1. Antecedentes históricos
      del Sistema Eléctrico Argentino
    2. Situación del sector
      eléctrico antes de la
      transformación
    3. Transformación del sector
      eléctrico argentino
    4. Privatización del Sistema
      de Transmisión de 500 Kw
    5. Potencia instalada de
      energía eléctrica y generación de
      energía eléctrica
    6. Situación del
      sector a partir de la transformación
    7. La problemática sobre el
      Ente Binacional Yaciretá (E.B.Y.)
    8. Conclusión
    9. Bibliografía

    INTRODUCCIÓN:

    El presente trabajo tiene por objeto mostrar la
    evolución del sector eléctrico de la
    República Argentina durante
    los últimos diez años. Para ello cabe destacar que
    a principios de
    1990 se ha producido una transformación del sector, que
    coincidió con la implementación, a nivel nacional,
    de una política
    económica de transformación del Estado, basada
    en el modelo
    económico Neoliberal; según el cual el Estado
    tendría menos posibilidades de intervenir en los
    ámbitos económicos y
    jurídicos.

    De tal manera que para cumplir con el proceso de
    transformación, uno de los principios
    básicos ha sido la transferencia de varias empresas del
    sector eléctrico pertenecientes al Estado
    Nacional que han quedado a manos de empresas
    privadas.

    Para poder observar
    estos cambios se ha realizado una breve síntesis
    que revela la situación del sector desde 1960 hasta 1989,
    año en que el sistema
    eléctrico argentino experimenta una de sus mayores
    crisis, siendo
    necesario para salir de ella, implementar una serie de
    cambios.

    Es así como a principios de la década
    del ´90 el sector comienza a experimentar el proceso de
    transformación y reorganización antes mencionado,
    con la privatización de varias empresas estatales
    encargadas de generar, distribuir y transportar la energía
    eléctrica.

    Debido a esto se produce la descentralización de las actividades dando
    origen a una mayor competitividad
    dentro del mercado
    eléctrico nacional.

    Antecedentes
    históricos del
    Sistema
    Eléctrico Argentino:

    La actividad eléctrica argentina
    comenzó hacia fines del siglo pasado, con preeminencia en
    Capital
    Federal y su área de influencia.

    La expansión del sistema se vio impulsada por la
    creciente demanda
    manifestada desde 1950 hasta 1980, con una apertura hacia los
    consumos del interior del país, debido a que todo el
    sector económico argentino registraba un fuerte proceso de
    industrialización, y que reclamaba un suministro
    confiable, que en general no se prestaba. Las empresas que se
    habían formado no constituían un mercado
    eléctrico mayorista.

    El comportamiento
    expansivo se desaceleró hacia mediados de la década
    del 70 puesto que entre 1968 y 1973 fue del 11% anual
    acumulativo, mientras que para el período siguiente entre
    1973 y 1980 fue del 6%.

    Paralelamente, en el sector se generalizó una
    tendencia hacia la estatización y el centralismo de
    todas las actividades. Así se crearon y se desarrollaron
    empresas en las que coexistían actividades de
    generación y distribución (DEBA y SEGBA), de
    generación, transporte y
    distribución (A y E.E), y de
    generación y transporte
    (HIDRONOR).

    Al finalizar la década del 60 se produjeron cambios
    importantes en la
    organización del sector, ya que nuevos entes
    generadores como emprendimientos de volúmenes importantes
    (HIDRONOR-CNEA-CTMSG) introdujeron la necesidad, junto a la
    construcción de líneas de
    transporte, de un sistema de comercialización integrado, a través
    de un despacho de cargas unificadas.

    Hacia 1969, el 87% de la potencia
    eléctrica instalada era de origen térmico, mientras
    que la hidroelectricidad participaba con solo el 13% restante. La
    situación tiende a modificarse a partir de 1972 y se
    acentúa en 1974 con la incorporación de las
    primeras turbinas de la central hidroeléctrica de El
    Chocón, primer eslabón de una serie de
    aprovechamientos hidroeléctricos como Planicie Banderita,
    Futaleufú y Salto Grande; al mismo tiempo comenzaban
    a operar las dos líneas de extra Alta Tensión de
    500 Kw que unen El Chocón con Ezeiza, constituyendo el
    comienzo del futuro Sistema Interconectado Nacional
    (SIN).

    Es decir que hasta principios de 1980, la energía
    eléctrica producida era mayoritariamente de origen
    térmico. En ésta década se hace notar una
    muy importante participación de la hidroelectricidad,
    producto de
    las grandes obras realizadas, como el complejo El
    Chocón-Cerros Colorados y la represa binacional de Salto
    Grande; además de ponerse en marcha la construcción de la otra gran obra
    binacional: Yaciretá. También es de destacar la
    construcción de las centrales nucleares de Atucha I y
    Embalse Río III, que le permitieron al país contar
    con la refinada tecnología
    atómica.

    Durante ésta década, se interconectaron
    sistemas
    regionales al Sistema Interconectado Nacional, con lo cual el
    mercado mayorista regulado por el Despacho Unificado de Cargas,
    creció ostensiblemente.

    Es así que a partir de las incorporaciones de
    grandes emprendimientos hidroeléctricos, se
    dinamizó la comercialización de energía entre
    los generadores y los distribuidores.

    Desde 1987, el Sistema Interconectado Nacional Argentino
    comenzó a experimentar los síntomas de una crisis que se
    manifestaba a través de una demanda
    insatisfecha.

    El sistema eléctrico nacional se caracterizó
    por presentar dos etapas: 1) Etapa correspondiente al
    período 1960-1980, en el que se produjo un incremento en
    el consumo de
    electricidad
    (3,6% y 12,5% anual), lo que implicó un aumento en la
    potencia y en la
    generación de este tipo de energía; y 2) Etapa
    desarrollada a partir de 1980, en la que se registra una baja en
    el consumo de
    energía eléctrica, producto de la
    difícil situación económica en la que se
    encontraba el país.

    En 1976, la Secretaría de Energía (a
    través de la subsecretaría de energía
    hidroeléctrica y térmica) lanzó un plan de
    generación y transmisión eléctrica a
    encuadrar dentro de un Plan Nacional en
    un período que abarca desde 1977 hasta el 2000. La
    elaboración de dicho plan comprendió dos etapas: la
    primera entre 1977 y 1986; y la segunda desde 1986 hasta el
    2000.

    El Plan Energético Nacional, 1986-2000, plantea
    sobre el estado de
    situación del sector eléctrico. Las empresas del
    parque energético presentan un agobiante endeudamiento que
    supera la capacidad de gestión
    e invalida la tarea de planeamiento, ya
    que sus objetivos se
    encuentran subordinados a circunstancias coyunturales ajenas al
    sector.

    La venta de
    energía eléctrica a las provincias por parte de
    Agua y
    Energía Eléctrica se realiza con tarifas muy
    inferiores a sus costos de
    generación y/o compra mayorista, que no se reflejan a
    nivel de consumidor final,
    ya que se produce un aumento en los precios a lo
    largo de la cadena de venta:
    provincia-municipio y/o cooperativa-usuario, que hace que sea superior al
    promedio del mercado atendido por SEGBA.

    En la gestión
    de Carlos Menem se ha dado
    un gran impulso al programa de
    desregulación y privatización del sector
    energético.

    El sector eléctrico, caracterizado por una marcada
    centralización estatal en todo su ciclo, se
    encuentra en la etapa de un acelerado proceso de integración del sector privado, tanto en la
    producción, como en el transporte y la
    distribución. Se han elaborado los instrumentos legales
    tendientes a un cambio
    estructural del sector, que van desde los objetivos,
    lineamientos y plazos; organización del sistema físico del
    mercado eléctrico mayorista; sistema empresario; sistema
    de comercialización y precios;
    sistema de facturación y cobranzas, a través de
    resoluciones y decretos establecidos durante 1991 por la
    Subsecretaría de Energía Eléctrica.

    Para este proceso de intervención del sector privado
    en la industria
    energética, se ha promulgado en 1993 la ley N°24.065
    sobre "Generación, transporte y distribución de
    electricidad",
    que tiene un impacto en el desarrollo
    regional del país y en su integración al Mercosur.

    Se produce la creación del Fondo Nacional del la
    Energía Eléctrica, que destina el 40% para
    alimentar el Fondo para el Desarrollo
    Eléctrico del Interior, y el 60% restante para el Fondo
    Subsidiario para Compensaciones de Tarifas a Usuarios Finales,
    ambos administrados por el Consejo Federal de la Energía
    Eléctrica.

    Uno de los primeros pasos fue la privatización de la
    generación y transporte de las empresas SEGBA S.A.,
    Agua y
    Energía Eléctrica S.A. e HIDRONOR S.A. a comienzos
    de 1993.

    El programa
    emprendido por el país será una tarea que
    demandará varios años para su
    implementación, sobre todo porque las inversiones
    que el sector privado debe realizar son de muy largo plazo en
    cuanto a la recuperación del capital se
    refiere.

    Situación del sector
    eléctrico antes de la
    transformación:

    Hacia el año 1987, técnico nacionales
    previeron con causas y consecuencias una futura crisis
    eléctrica, ya que en ese mismo año el Sistema
    Interconectado Nacional había comenzado a experimentar
    síntomas de crisis, lo que se vio reflejado en una demanda
    insatisfecha.

    Situación que fue agravándose, hasta que en
    1989 estalló la crisis; la principal causa ha sido la
    falta de mantenimiento
    del parque térmico, cuya indisponibilidad superaba el 50%.
    Esto ha originado un déficit de 1250 Mw para satisfacer la
    demanda de ese año. A esto se le sumó la
    paralización de obras nucleares y la demora en la
    culminación de otras centrales en ejecución;
    consecuencia de un equivocado criterio de priorización en
    las inversiones.

    Otros factores que incidieron, pero en menor escala, fueron la
    problemática situación del río Uruguay, que
    afectó a la central de Salto Grande y la reparación
    de una de las fisuras en la central hidroeléctrica de El
    Chocón.

    Esta situación estuvo enmarcada en el desequilibrio
    presentado por el sistema empresario nacional del sector
    eléctrico. En esos momentos el diagnóstico era el siguiente:

    • Ineficiencia.
    • Errores de planificación.
    • Problemas para la construcción de nuevas
      centrales nucleares.
    • Baja disponibilidad.
    • Exceso de personal.
    • Excesivo endeudamiento.
    • Elevadas pérdidas de energía.

    Para salir de la crisis fueron sugeridos algunos cambios,
    entre los que se destacan:

    • Tener presente las consideraciones realizadas por los
      técnicos argentinos que habían anticipado la
      situación.
    • La urgente puesta en disponibilidad del parque
      térmico.
    • Cumplir con el plan energético, a través
      del cual se debieran poner en funcionamiento las centrales que
      estuviesen terminadas, como la central Piedra Buena, en
      Bahía Blanca, y la culminación de otras, como
      Piedra del Aguila, sobre el río Limay; Yaciretá
      en el río Paraná, y la central térmica
      Guemes, cuya puesta en marcha estaba prevista para el
      año 1989.
    • Promover la solidaridad
      social, para el ahorro de
      energía.
    • Unificar la ejecución de la política
      energética en la Secretaría de Energía,
      evitando la dispersión de las responsabilidades en la
      multidiciplinaridad de empresas y la intervención de
      otros organismos no capacitados para decidir sobre la
      gestión y control de
      las mismas.

    Ante esta situación, el presidente Raúl
    Alfonsín, a principios de 1989 solicitaba
    públicamente la incorporación de los representantes
    del Comité de Emergencia Energética, por el valioso
    aporte brindado para sortear el problema; sin embargo, poco
    tiempo
    después surgió un decreto (N°78/89) que creaba
    el consejo de Movilización de Recursos
    Eléctricos, en el ámbito de la Secretaría de
    Energía, con el fin de asesorar al Poder
    Ejecutivo sobre la mejor manera de encarar la
    cuestión.

    Como ya fuera planteado, el sector eléctrico en esos
    momentos se encontraba organizado sobre la base de una planificación estatal centralizada; donde
    era la sociedad quien
    pagaba el costo de los
    errores cometidos.

    Transformación del
    sector eléctrico argentino:

    Debido a las diversas situaciones enunciadas anteriormente,
    el sistema eléctrico se vió sumamente afectado,
    razón por la que entre 1991 y 1993 se llevaron a cabo
    importantes modificaciones dentro del sistema; una de las
    propuestas para lograr el cambio fue la
    privatización de los distintos sectores del sistema, en
    forma independiente.

    A partir del momento en que se tomó la
    decisión política de
    efectivizar la transformación del sector, se sancionan los
    instrumentos legales tendientes a concretarla a partir del 1°
    de abril de 1992, fecha en la que tomó posesión el
    consorcio ganador de la Central Puerto S.A., ex SEGBA.

    Es decir que, con anterioridad a la crisis
    eléctrica, el sector estaba organizado en base a una
    concepción de planificación centralizada estatal
    como lo muestra la
    dependencia de SEGBA, Ay EE e HIDRONOR de la Secretaría de
    Energía, la CNEA de la Presidencia y las entidades
    binacionales de Yaciretá y Salto Grande del Ministerio de
    Relaciones Exteriores y Culto – entidades que atendían el
    90% de la producción de energía
    eléctrica, el 100% del transporte y el 50% de la
    distribución de empresas integradas verticalmente -.
    Asimismo, la Secretaría de Energía se reservaba la
    función
    de planificar, tenía la facultad de la concesión de
    los recursos
    naturales (hidroelectricidad) y contaba con fondos
    específicos para la financiación de las
    obras.

    En ese contexto, cuando el escenario futuro no
    coincidía con lo previsto, los costos de los
    errores de apreciación eran soportados por toda la
    sociedad, si
    bien no con tarifas mayores pero sí con las transferencias
    del Tesoro a las empresas eléctricas y/o con una mora en
    el pago de sus cuentas a otras
    empresas públicas.

    El nuevo modelo de
    organización del sector eléctrico se
    asienta en mecanismos de mercado, donde los precios orientan las
    decisiones y los costos de los errores los soportan quienes
    incurren en ellos.

    Por ello, en abril de 1991, mediante el decreto
    N°634/91, se define la estructura del
    mercado eléctrico: mercado mayorista y usuarios finales.
    Al mismo tiempo se separaron las funciones de
    generación, transporte y distribución.

    En enero de 1992, a través de la ley N°24.065,
    reglamentada por el decreto N°1.398/92, se
    diseñó un nuevo sistema poniendo énfasis en
    la regulación de la competencia y en
    el correcto desenvolvimiento del mercado, dando nacimiento al
    ENRE (Ente Nacional Regulador de Electricidad).

    En abril de 1992 se organizó el Mercado
    Eléctrico Mayorista (MEM), definido como el punto de
    contacto entre la oferta y la
    demanda de energía eléctrica en tiempo real, y si
    bien se encuentra disperso por casi todo el país, su
    ubicación geográfica coincide con el centro de
    carga del sistema (área Gran Buenos
    Aires-Litoral).

    En julio de ese mismo año, según el decreto
    1192/92 se creó CAMMESA (Compañía
    Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad
    Anónima) sobre la base del ex Despacho Nacional de
    Carga de A y EE. Sus objetivos fundamentales eran: la coordinación de las operaciones de
    despacho, la responsabilidad por el establecimiento de los
    precios mayoristas y la
    administración de las transacciones económicas
    que se realizan a través del Sistema Argentino de
    Interconexión (SADI).

    CAMMESA está compuesta por partes iguales por el
    Estado Nacional, y cuatro asociaciones civiles como se observa en
    el siguiente cuadro:

    Acciones

    Porcentaje

    Organismo

    Clase "A"

    20 %

    Estado Nacional
    (Secretaría de Energía:
    tenedora)

    Clase "B"

    20 %

    Asociación de Generadores
    de Energía Eléctrica del RA
    (AGEERA)

    Clase "C"

    20 %

    Asociación de
    Distribuidores de Energía Eléctrica del RA
    (ADDERA)

    Clase "D"

    20 %

    Asociación de
    Transportistas de Energía Eléctrica del RA
    (ATEERA)

    Clase "E"

    20 %

    Asociación de Grandes
    Usuarios de Energía Eléctrica del RA
    (AGUEERA)

    Esta sociedad realiza un estudio de la demanda prevista
    y de la disponibilidad de equipos de generación con el fin
    de asignar la participación de los mismos a la
    satisfacción de la energía demandada, buscando como
    objetivo la
    minimización de los costos globales.

    Al encararse a nivel nacional la reestructuración
    y privatización del sector eléctrico, se
    diseñó un nuevo esquema institucional y empresarial
    que le asigna al sector privado en forma prácticamente
    excluyente el papel de
    prestador de servicio
    eléctrico.

    Según la ley N°24.065, en su artículo
    93, se declara sujeta a privatización total las
    actividades de generación y transporte a cargo de las
    empresas: Servicios
    Eléctricos del Gran Buenos Aires S.A.
    (SEGBA), Agua y Energía Eléctrica S.A. (A y EE) e
    Hidroeléctrica Norpatagónica
    (HIDRONOR). SEGBA: la prestación del servicio de
    distribución y comercialización de energía
    eléctrica en la Capital Federal y el Gran Buenos Aires, a
    cargo del Estado ha pasado a manos privadas a partir del 1°de
    abril de 1992. Para privatizar el servicio de más de 5
    millones de clientes que
    residían en los 8.000 km² de superficie que
    cubría SEGBA, ésta fue transformada en 7 unidades
    de negocio: cuatro de generación y tres de
    distribución.

    Las cuatro empresas de producción o
    generación eran: Central Puerto S.A.(1.000 Mwe), Central
    Costanera S.A.(1.260 Mwe), Central Pedro de Mendoza S.A. (58 Mwe)
    y Central Dock Sud (211 Mwe).

    El área de distribución y
    subtransformación quedó a cargo de las empresas
    EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A.

    Posteriormente se convocó a licitaciones
    públicas internacionales para vender los activos en unos
    casos y concesionar los servicios en
    otros.

    En 1992 se privatizaron: Central Puerto S.A., Central
    Costanera S.A., EDENOR y EDESUR.

    En 1993 se concesiona EDELAP (Distribuidora de La Plata
    S.A.)

    AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA (A y EE):
    el proceso de transferencia de activos al sector
    privado comenzó a fines de 1992 con la venta de la central
    térmica Alto Valle (95 Mwe), luego, durante los primeros
    meses de 1993 se privatizó la central térmica
    Guemes (225 Mwe), posteriormente le siguieron Sorrento (226 Mwe)
    y San Nicolás (650 Mwe); finalmente se privatizaron todas
    las centrales térmicas del noroeste argentino, que
    poseían una potencia conjunta de 297 Mwe.

    El proceso continúo en los meses siguientes con
    la entrega de las centrales térmicas del NEA y Cuyo, y
    culminaron con la venta de las centrales térmicas
    Patagónicas.

    Las líneas de baja y media tensión y las
    centrales hidroeléctricas en su mayoría pasaron a
    manos provinciales, mientras que las líneas de extra alta
    tensión de 500 Kw fueron transferidas a
    Transener.

    HIDRONOR: la privatización de ésta
    empresa fue
    algo mas complicado que las dos anteriores; en 1993, para
    poder venderla
    se la divide en 5 unidades de negocio: Piedra del Aguila (1400
    Mw), Chocón (1320 Mw), Alicura (1000 Mw), Cerros Colorados
    (450 Mw) y Pichi Picún Leufú (250 Mw). Las tres
    líneas de extra-alta tensión fueron transferidas a
    Transener.

    Privatización
    del Sistema de Transmisión de 500
    Kw:

    Otra etapa fundamental del proceso de
    transformación del sector eléctrico ha sido la
    privatización de los sistemas de
    transmisión de Extra Alta-Tensión de 500 Kw
    pertenecientes a Hidronor, Segba y A y EE, y se creó
    TRANSENER. También se privatizó el transporte por
    distribución troncal, creándose: TRANSNOA, TRANSPA
    (Patagonia) y
    TRANSCOMAHUE.

    De esta manera surgen: el Sistema de Transporte de
    Energía Eléctrica en Alta Tensión (STEEAT),
    como el conjunto de instalaciones de transmisión de
    tensión igual o superior a 220 Kw; y el Sistema de
    Transporte de Energía Eléctrica por
    Distribución Troncal (STEEDT), como el conjunto de
    instalaciones de transmisión en tensión igual o
    superior a 132 Kw y menor a 400 Kw.

    La operación del STEEAT está a cargo de
    Transener. Todo el sistema tiene la siguiente
    extensión:

    Líneas

    Longitud en km.

    500 Kw

    6.867

    220 Kw

    284

    Además cuenta con 27 estaciones transformadoras
    y/o de maniobra, como las existentes en: Cutral-Có, Piedra
    del Aguila, Chos Malal, Las Lajas (Neuquén), entre
    otras.

    La región sur de Transener está destinada
    fundamentalmente al transporte masivo de la electricidad generada
    en los grandes complejos hidroeléctricos del Comahue con
    destino a los mas importantes centros de consumo del país.
    Esto se realiza a través de tres líneas de extra
    alta tensión fuertemente compensadas, destacándose
    que la región del norte conecta regiones originariamente
    abastecidas con parques de generación propios e
    intercambian potencias inferiores a su capacidad.

    En la actividad del transporte, operan junto a Transener
    y las empresas de transporte y de distribución troncal
    (ETDT) las llamadas Compañías Transportistas
    Independientes (CTI), creadas para hacerse cargo de la
    construcción, operación y mantenimiento
    (COM) de las nuevas líneas que requieran tanto el Steeat
    como el Steedt, siendo el primer contrato COM el
    correspondiente a la construcción de la línea de
    extra alta tensión que une Yaciretá con Resistencia.

    En 1994 se crearon la Empresa de
    Distribución Troncal del Noreste Argentino (TRANSNEA S.A.)
    y (DISTROCUYO S.A.) para la región de Cuyo. También
    en este año se creó el Ente Nacional Regulador
    Nuclear, que debe fiscalizar y regular la actividad nuclear,
    hasta ese momento a cargo de Comisión Nacional de la
    Energía Atómica. Al mismo tiempo también se
    constituyó la Sociedad Nucleoeléctrica Argentina
    S.A. para desarrollar la actividad nucleoeléctrica
    vinculada con las centrales nucleares Atucha I y Embalse
    Río III y la construcción y puesta en marcha de la
    central Atucha II.

    Actualmente uno de los objetivos es la
    privatización de las empresas de energía
    eléctrica pertenecientes a los estados provinciales. Hasta
    la fecha se han privatizado las empresas de energía
    eléctrica de: La Rioja, San Luis, Formosa, Santiago del
    Estero, Entre Ríos, San Juan, Catamarca y Tucumán,
    entre otras.

    A medida que los Estados Provinciales han ido avanzando
    en la privatización de sus empresas eléctricas,
    fueron sancionando los correspondientes marcos regulatorios
    provinciales que en general han adoptado el modelo aplicado por
    la Nación.
    De ésta manera se están organizando diversos Entes
    Reguladores Provinciales (EPREs) que tienen a su cargo la
    regulación y el control de los
    servicios que prestan en sus jurisdicciones los nuevos
    concesionarios privados.

    A continuación se detallan las empresas de
    distribución, transmisión y generación,
    surgidas de la privatización y bajo la jurisdicción
    del ENRE.

    Mercado eléctrico –
    Sector privatizado:

    Empresas de
    Distribución

    Número de clientes

    EDENOR S.A.

    1.878.000

    EDESUR S.A.

    1.838.000

    EDELAP S.A.

    238.333

    Empresas de Transmisión

    Líneas en
    kilómetros

    TRANSENER S.A.

    7.453

    TRANSPA S.A.

    2.214

    TRANSNOA

    2.300

    TRANSNEA

    815

    DISTROCUYO S.A.

    1.335

    TRANSCOMAHUE

    854

    Empresas de Generación

    Potencia en Mw

    CENTRAL COSTANERA S.A.

    1.260

    CENTRAL PUERTO S.A.

    1.009

    CENTRAL ALTO VALLE S.A.

    95

    CENTRAL SORRENTO S.A.

    226

    CENTRAL GUEMES S.A.

    245

    CENTRAL DIQUE S.A.

    152

    CENTRAL SAN NICOLAS S.A.

    670

    CENTRAL PEDRO DE MENDOZA S.A.

    92

    – Centrales Térmicas:

     

    DEL NEA S.A.

    276

    DEL NOA S.A.

    292

    PATAGÓNICAS S.A.

    282

    DEL LITORAL S.A.

    87

    MENDOZA S.A.

    408

    CENTRAL DOCK SUD S.A.

    211

    – Centrales Hidroeléctricas:

     

    EL CHOCÓN S.A.

    1.320

    CERROS COLORADOS S.A.

    450

    ALICURA S.A.

    1.000

    PIEDRA DEL AGUILA S.A.

    1.400

    NIHUILES S.A.

    259

    DIAMANTE S.A.

    422

    AMEGHINO S.A.

    47

    Fuente: CAMMESA.

    El Sistema Argentino de Interconexión (SADI)
    está constituido por líneas de Transporte y
    Estaciones de Transformación que integran el sistema
    primario de intercambio de energía eléctrica en
    todo el Territorio Nacional.

    Las líneas de 500 Kw son las de mayor
    extensión y se interconectan con las localidades que
    poseen estaciones transformadoras de 500 Kw. Así
    observamos que la energía generada en Alicurá,
    Piedra del Aguila, El Chocón (Neuquén) es
    distribuida fundamentalmente hacia centros de consumo muy
    importantes como Abasto, Ezeiza, Gral. Rodríguez y
    Campana, que también poseen estaciones transformadoras.
    Desde aquí se conecta con otras localidades como Rosario y
    Flamong (Santa Fe), y desde allí llega hasta Resistencia.
    También llega hacia otras estaciones transformadoras de
    500 kilovatios importantes como Almafuerte y Malvinas
    (Córdoba), El Brecho (Tucumán) y el Gran Mendoza
    (Mendoza).

    Las líneas de 220 Kw están desarrolladas
    preferentemente entre las provincias de Mendoza-San Juan y Buenos
    Aires-Santa Fe. En el primer caso se conectan la central
    térmica de San Juan y la central hidráulica
    Ullúm con la estación transformadora de
    Guaymallén y las centrales hidráulicas de Agua del
    Toro, Nihuil I y II y el Tigre, para finalizar en el Gran
    Mendoza. Mientras que en el segundo caso se conectan la
    estación de General Rodríguez con la central
    nuclear de Atucha, y desde allí llega hasta Rosario,
    previo paso por San Nicolás y Ramallo. ( Ver mapa adjunto
    ).

    Potencia instalada de
    energía eléctrica y generación de
    energía eléctrica:

    Tanto la potencia instalada como la
    generación de energía eléctrica han
    aumentado con la puesta en marcha del nuevo modelo
    económico.

    La potencia total instalada durante el
    período 1990-1995 mostró un incremento del orden
    del 17,8%, es decir que pasó de 15.397 Mw de potencia en
    1990, a 18.148 Mw de potencia en 1995.

    El 50 % de este total ha sido aportado por el
    sistema térmico, un 44 % es aportado por el sistema
    hidroeléctrico y el 6 % restante el sistema nuclear, que
    durante el período considerado no ha registrado
    modificación alguna, a diferencia de la hidroelectricidad
    que ha manifestado un incremento del orden del 24
    %.

    Para el período 1996-1997, la potencia
    instalada evidenció un nuevo incremento, ésta vez
    del orden del 10,9 % en relación con el período
    anterior, ya que en 1997 pasó a 20.128 Mw de
    potencia.

    Durante este período aún sigue siendo
    el sistema térmico el que más aportó, con un
    49,3%, presentando un leve y progresivo descenso a favor del
    sistema hidroeléctrico, que representó el 45,2%,
    mientras que el sistema nuclear solo aportó el 5,5%
    restante, sin presentar modificaciones.

    La mayor parte de la potencia instalada es absorvida
    por el S.I.N, con un 90% aproximadamente, el resto se halla
    repartido entre el sistema Patagónico, que absorve el
    4,5%, los sistemas aislados, que absorven un 3,5% y Misiones con
    un 2%.

    En el siguiente cuadro puede observarse la
    participación de cada operador en la potencia instalada
    antes y después de las privatizaciones.

    Tipos de operadores/
    años

    1991

    1994

    Operadores privados

    0,8%

    61,9%

    Estado Nacional

    72,3%

    13,6%

    Entidades Binacionales

    8,1%

    7,1%

    Provincias, Municipios y Cooperativas

    18,8%

    17,4%

    Fuente: Secretaría de
    Energía.

    Para ver el gráfico
    seleccione la opción "Descargar" del menú
    superior

    En cuanto a la generación de energía
    eléctrica en el período 1990-1995 ha evidenciado un
    incremento del 36,25%, es decir que pasó de 47.412 GWh en
    1990 a 64.601 GWh en 1995.

    Para 1994, a nivel nacional se estimó una
    generación bruta de 60.957.695 MWh.

    Por medio de subsistemas, el Sistema
    Interconectado Nacional (SIN) distribuye más del 90% de
    toda ésta energía generada por las centrales
    térmicas e hidráulicas y abastece de energía
    eléctrica a la mayor parte del país. Opera a
    través de una vasta red de interconexión
    de 500 Kw, con un diseño
    radial polarizado en el frente fluvial, por ser la zona de mayor
    consumo energético.

    La situación eléctrica argentina,
    en cuanto a potencia y generación de electricidad, entre
    1960 y 1990 queda resumida en el siguiente cuadro
    comparativo:

    Año

    Potencia instalada
    (Mwe)

    Generación
    (Gwb)

    1960

    2.300

    7.800

    1970

    4.800

    17.000

    1980

    10.000

    36.000

    1990

    15.000

    47.250

    1995

    18.148

    64.601

    Para ver el gráfico
    seleccione la opción "Descargar" del menú
    superior

    Fuente: Secretaría de
    Energía.

    En cuanto a la participación en la
    generación bruta, por tipo de central fue la siguiente:
    centrales hidráulicas (44,5%), centrales térmicas
    (41%), centrales nucleares (13,2%) y autogeneradores
    (1,3%).

    Situación del sector a partir de la
    transformación:

    A partir del retiro del Estado de las
    actividades de producción, la sociedad ha tenido como
    única respuesta para defender sus intereses, la
    creación de organismos de control de la prestación
    del servicio público de
    electricidad.

    Para 1999, casi la totalidad de la actividad
    eléctrica ha pasado a manos privadas, produciéndose
    una gran atomización del sector, hecho que no ha sido
    traumático durante este lapso.

    En las centrales de generación
    térmica, que han sido privatizadas se detectaron sensibles
    mejoras en cuanto a sus ofertas de generación y
    consecuentemente en sus índices de disponibilidad. Como
    consecuencia de este nuevo modelo, se ha modificado
    sustancialmente la participación de cada tipo de operador
    con respecto a la potencia instalada.

    En líneas generales, en todos los
    sectores del Mercado Eléctrico se percibe un mayor
    ordenamiento así como también notorias
    modificaciones en las políticas
    de recursos
    humanos y un criterioso método
    para utilizar adecuadamente las
    inversiones.

    Asimismo, y en virtud de las normas vigentes
    de comercialización, a través de tarifación
    a costos marginales se ha priorizado la eficiencia,
    lográndose costos unitarios de generación altamente
    competitivos. Esto pone de manifiesto que evidentemente en el
    lapso inmediato a la privatización se han logrado
    solucionar muchos de los problemas que
    venía soportando el sector.

    Las nuevas metodologías de
    comercialización, la posibilidad de vincularse
    contractualmente entre las empresas, la seguridad de que
    al lograr menores costos de generación se asegurará
    el despacho de toda la producción, así como el
    establecimiento de contrataciones permitirá tanto a los
    generadores, como a los transportistas y a los distribuidores
    establecer un planeamiento
    técnico-operativo a corto plazo que redunda en una mayor
    eficiencia
    general del sector eléctrico
    nacional.

    La remuneración de la energía
    eléctrica se negocia bajo la teoría
    marginalista y el Organismo Encargado del Despacho (OED), es el
    que da entrada al sistema a las centrales que en ese momento
    operan con el costo más
    bajo.

    Con este sistema, cuando crece la demanda, las
    centrales más caras tienen oportunidad de producir
    energía eléctrica, en la medida en que sus costos
    operativos sean adecuados de acuerdo a la metodología explicada
    anteriormente.

    Actualmente, la baja en los precios de los
    generadores es notoria debido a la aplicación del modelo
    de mercado, que los lleva a competir en función de
    los costos de
    producción.

    Este beneficio en la reducción de los
    costos debe proyectarse en forma visible a la industria y a
    los consumidores residenciales que deben soportar tarifas
    más elevadas en comparación con otros países
    de la región que han encarado el mismo modelo, como es el
    caso chileno.

    En ello incide la estructuración del
    parque de generación que está compuesto por
    hidroelectricidad en un 44,5 % y operan a bajo costo. Aunque es
    el parque térmico en definitiva, el que concurre a la
    formación del costo de manera gravitante, ya que las
    ineficiencias de éstas máquinas
    térmicas son de arrastre y la intervención de
    los concesionarios privados ha mejorado sustancialmente la
    operación y sus resultados
    económicos.

    En 1994 se importaron 1.012.286 MWh y se
    exportaron 20.335 MWh. Las importaciones
    provienen del Uruguay (90%)
    y de Paraguay (10%),
    mientras que las exportaciones se
    destinaron durante este período hacia el Uruguay (74%) y
    hacia Bolivia
    (26%).

    El gobierno nacional
    está convencido de que una integración de los
    mercados
    energéticos de los países que conforman el Mercosur
    podría ser ampliamente beneficioso para los mismos; y
    Argentina podría apostar una mejor posición
    relativa en materia de
    disponibilidad de gas
    natural.

    En el caso concreto del
    sector eléctrico se cree que ni la energía de
    Yaciretá -ni la de Corpus en el futuro- debería
    abastecer a los mercados
    brasileños sin acordar previamente en forma
    simétrica la reciprocidad sobre los grandes
    aprovechamientos hídricos brasileños. Concretamente
    no debería concederse la venta de la energía de
    Yaciretá y Corpus, sin previamente asegurarse la
    reciprocidad por parte de Brasil respecto a
    la venta de energía de sus emprendimientos a nuestro
    país.

    Con el traspaso de Yaciretá a manos
    privadas, dicha central no contribuirá al desarrollo
    regional ni nacional, ya que probablemente la energía se
    exporte a Brasil, y el
    Estado perderá toda oportunidad de recuperar la cuantiosa
    inversión realizada, ya que los 600
    millones de dólares que facturará la central
    anualmente serán para los concesionarios, encargados de
    comercializar la energía.

    Actualmente, y en relación con lo
    antedicho, puede afirmarse que el nuevo mercado hacia el cual se
    exporta energía eléctrica es
    Brasil.

    En este sentido, cabe aclarar que la propuesta
    del secretario de Energía de la Argentina, Daniel
    Montamat, de usar el Mercosur como plataforma de lanzamiento de
    un mercado común de energía para América
    Latina, ha tenido buena aceptación en Brasil. Por este
    motivo, ambos países, representados por el Ente Nacional
    de Gas de la
    Argentina (ENARGAS) y por la Agencia Nacional de Petróleo
    del Brasil (ANP) acaban de firmar un convenio de
    cooperación, que durará diez
    años.

    El objetivo es
    establecer simetrías para eliminar las barreras
    comerciales, más allá de la supresión de los
    subsidios para la actividad energética. La idea de
    Argentina contempla la transferencia paulatina de la
    función reglamentaria a organismos fundamentalmente
    técnicos que permanezcan independientes de los intereses,
    tanto de las empresas públicas como de las
    privadas.

    Por otro lado, la visión
    estratégica de la propuesta abarca la integración
    de las redes
    físicas entre los países miembros, lo que no solo
    permitiría el flujo de energía, sino que
    también serviría para aumentar la competencia; en
    tanto que la propia infraestructura destinada al flujo de
    energía conseguirá atraer a los inversores
    internacionales.

    Los primeros resultados de la
    integración energética entre Brasil y Argentina ya
    pueden apreciarse debido a la inauguración de la central
    conversora de Garabi, en Río Grande do Sul. A
    través de ella, Brasil recibe actualmente cerca de 1.000
    Mw de energía eléctrica de Argentina. Esta
    línea de 1.000 megavatios fue construida en el norte de
    Corrientes; la obra costó cerca de 350 millones de
    dólares y pone en marcha un negocio de gran envergadura
    entre las empresas que operan en el sector eléctrico de
    ésta región, con ventas que
    alcanzarán los 100 millones de dólares anuales
    hasta el 2002 y se podrán duplicar una vez completadas las
    inversiones en transporte
    energético.

    La ejecución de este proyecto por el
    método de
    llave en mano con participación de capitales
    internacionales, estuvo a cargo de la Compañía de
    Transporte del Mercosur (CMT), liderada por ENDESA de España, y
    ENERSIS de Chile, bajo la
    denominación de Compañía de
    Interconexión energética
    (CIEN).

    El fluido de energía que
    abastecerá al sur brasileño proviene de Central
    Costanera, en Buenos Aires, y de Endesa. Se utiliza la red que vincula Salto Grande
    con Yaciretá, y desde allí se extendió otra
    de 500.000 voltios que llega hasta Garuchos (Corrientes), con una
    extensión de 300 kilómetros; y luego cruza el
    río con un puente aéreo.

    En Garabí (Brasil), se instaló
    una estación conversora que transforma la frecuencia de 50
    ciclos que se usa en el sistema argentino a los 60 ciclos
    utilizados en el Brasil. La red continua otros 310
    kilómetros por el estado de Río Grande Do Sul hasta
    la estación de Itá, cerca de Serra Do
    Mar.

    Con el inicio de este negocio
    eléctrico, las cuatro provincias del litoral argentino,
    Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones, comenzaron a pagar en
    promedio un 9,5% más cara la energía que compran en
    el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), debido a la
    aplicación de la relación técnica del factor
    nodo, mediante el que se establece el precio en
    proporción con la energía que consume y que genera
    cada zona.

    En estos diez años también se
    produjeron importantes cambios en el ranking de los principales
    grupos
    económicos de la Argentina, pero en los más alto
    del podio sigue estando Perez Companc y la
    Organización Techint.

    En lo que respecta al rubro energía, a
    principios de este año 2.000, la Pérez Companc
    Holding ha iniciado una nueva etapa, dejando atrás la
    diversificación para profundizar su rumbo hacia el negocio
    energético, principalmente el
    petrolero.

    Si bien el negocio petrolero es el gran
    beneficiario del plan business de PC Holding, ya que el 44
    % de los activos operativos de la compañía
    pasarán a un 70 % en el 2.004, el sector
    petroquímico y eléctrico también
    avanzan.

    En cuanto al negocio energético, las
    fichas mas
    altas irán a GENELBA, una generadora térmica
    ubicada en Ezeiza, provincia de Buenos Aires. Por la capacidad de
    generación proyectada y los precios actuales de la
    energía eléctrica en el país, el grupo estima
    que la central originará ingresos del
    orden de los 130 millones de dólares al año. Para
    ello vale recordar que Pérez Companc Holding posee una
    participación accionaria en EDESUR, la distribuidora
    eléctrica más importante de Argentina que cubre
    gran parte de la superficie de la capital. Con todo esto, la PC
    Holding ya tiene totalmente integrado el rubro energía:
    desde la explotación de petróleo
    hasta la venta de electricidad, pasando por el gas; solo le
    falta el negocio de la distribución.

    La
    problemática sobre el Ente Binacional Yaciretá
    (E.B.Y.):

    La Central Hidroeléctrica Binacional
    Yaciretá es el emprendimiento generador de energía
    eléctrica más importante de nuestro sistema
    eléctrico: como obra es la más grande del mundo en
    su tipo.

    El EBY quiere cerrar el último
    capítulo de su historia con una
    concesión de las obras a manos privadas por espacio de 30
    años, debido a que los recursos para
    financiar la culminación de la misma han tocado
    fondo.

    El proyecto cuenta
    con 20 turbinas, que en plena producción, tendrán
    capacidad de generar energía equivalente al 60% del total
    generado en Argentina.

    Actualmente solo 8 de esas turbinas fueron
    instaladas y de ellas, siete producen energía, sin la
    posibilidad de una alta generación.

    Este nuevo inconveniente genera
    pérdidas mensuales de 2 millones de dólares y tiene
    como protagonista principal a nuestro país, debido a que
    problemas en
    el sistema de transmisión de electricidad argentino,
    alimentado por el ente, no permiten la utilización de las
    mencionadas 8 turbinas para evitar toda una sobrecarga sobre las
    líneas de alta tensión.

    Durante 1998, Yaciretá aportó
    poco más de 19.000 Gw/h, equivalentes al 40% de la
    oferta
    eléctrica actual y al 65% de la energía
    hidroeléctrica que consumen Argentina y Paraguay.

    En Ente Binacional afirma que el aporte
    energético de la central permitiría solucionar el
    problema eléctrico argentino, con una explotación
    más racional y económica de los recursos, afirma
    también que la demanda de energía aumentaría
    en un futuro y que la represa asegurará el crecimiento
    industrial. Es decir que Yaciretá significaría una
    importante fuente de divisas, ya que la tarifa fijada por ambos
    países aseguraba la operación rentable de la
    central.

    Sin embargo, ninguno de estos aspectos es
    considerado en el controvertido proyecto de concesión que
    afanosamente impulsan los organismos oficiales y que no puede
    interpretarse como otra cosa que la entrega lisa y llanamente de
    nuestro patrimonio.

    La central hidoeléctrica de
    Yaciretá tiene una gran magnitud relativa respecto del
    mercado argentino, ya que su oferta tenderá a deprimir los
    precios internos de la energía eléctrica, lo que
    sin duda jugará a favor de la industria y de todos los
    consumidores argentinos.

    El gobierno nacional
    otorgó a un tercero la concesión sobre la venta de
    toda la energía generada en la central. De esta manera, el
    concesionario puede comerciar la energía en un tercer
    país sin ningún tipo de restricción (por
    ejemplo en Brasil) y se correría el riesgo de que se
    produzca un encarecimiento artificial de la energía en
    nuestro país que beneficiaría a los generadores de
    energía en detrimento de los consumidores. Por lo tanto
    podría llegarse a la conclusión de que: a) La
    Argentina no resguarda el interés
    nacional, ya que privaría a sus consumidores del uso de
    electricidad y por lo tanto de sus beneficios económicos;
    y b) Brasil nuevamente demuestra una concepción
    estratégica de largo plazo para su desarrollo
    económico e industrial, ya que por vía de un
    contrato de
    largo término podría contar con un cupo de
    energía importante, sin haber invertido un solo
    dólar en ello.

    Exportar la energía de Yaciretá
    será un buen negocio para quien gane la licitación,
    pero será un mal negocio para las industrias y los
    consumidores argentinos.

    Si los kilovatios de la presa se comercializan
    en el mercado interno, la tarifa eléctrica local se
    abarataría entre el 30 y el 15%. Esa reducción es
    la que permite el esquema tarifario eléctrico, y el de
    Yaciretá es de los más
    baratos.

    Los compradores de las centrales
    térmicas de Puerto S.A. y Costanera S.A., ya privatizadas,
    serían los más perjudicados si la electricidad de
    Yaciretá quedara en nuestro país, ya que las
    tarifas bajas los dejarían fuera de
    competencia.

    Pero consumir la electricidad puertas adentro
    tendría otros efectos:

    • El ahorro de 5
      millones de toneladas de petróleo que dejarían de
      usar las centrales térmicas,
    • Una disminución en el costo de
      producción de las industrias
      que podría trasladarse al precio final
      de sus bienes.
    • La disminución de la factura
      eléctrica para las familias y los
      comercios.

    De esta manera, lograda la concesión de
    Yaciretá, el Estado Argentino no solo asumirá la
    deuda que le corresponde pagar a su socio paraguayo (4.000
    millones de dólares) sino que también deberá
    pagar: 163 millones de dólares en obras complementarias
    del lado paraguayo, compensaciones por terrenos inundados y un
    aporte por la cesión de energía para terceros
    países; 100 millones de dólares a Paraguay por la
    concesión de la presa, cualquiera que sea la
    recaudación y forma de pago que consiga la
    Argentina.

    Como contracara, el negocio que se ofrece al
    capital privado excede la venta de electricidad. Es decir que
    quien se quede con la presa también heredará: la
    explotación del complejo turístico de la zona; y el
    cobro de peaje en el camino internacional entre Argentina y
    Paraguay, que es una vía clave de acceso al Mercosur.
    Además, el pliego de concesión trae una promesa: la
    exención del impuesto a las
    ganancias para el ganador del concurso; una ventaja que no se dio
    en ninguna de las privatizaciones de las tantas que ya se
    hicieron.

    Queda claro entonces que la tarifa de
    Yaciretá es libre, y que no depende de los precios
    regulados que imperan en el mercado
    argentino.

    Si la Argentina quiere comprar esa
    electricidad tendrá que pagar el precio que le pida el
    concesionario de la obra, que paradójicamente fue
    financiada íntegramente con dineros del Estado y créditos que figuran entre los componentes
    de la deuda externa
    argentina.

    Actualmente, el gobierno nacional argentino y
    el consorcio Eriday (Impregilo-Dümez) difieren en una cifra
    de 1.350 millones de dólares sobre las obras realizadas.
    Mientras el gobierno habla de 228 millones, la contratista
    solicita el pago de 1.578 millones de
    dólares.

    La diferencia emergió tras el cambio en
    la dirección ejecutiva del ente; es decir que
    es decisivo el cambio de jurisdicción que tuvo
    Yaciretá para los argentinos ya que la obra pasó a
    la esfera del Ministerio de Economía, para ser
    manejada directamente por el secretario de la presidencia,
    Alberto Kohan.

    Los mayores costos reclamados por Eriday se
    originan por la aplicación del decreto de ley de cargas
    financieras, utilización de fondos propios en
    períodos de montaje y aplicación de la ley de
    convertibilidad, entre otros ítems. Asimismo, el gobierno
    nacional estimó que la consultora germano-norteamericana
    Harza-Lahmayer y Asociados lleva cobrados 435 millones de
    dólares.

    Como es habitual Yaciretá sigue dando
    que hablar, pero lo cierto es que esta gran estructura
    resolverá, en un plazo aún incierto, nada menos que
    el 40% de la demanda energética del
    país.

    CONCLUSIÓN:

    La indisponibilidad del parque térmico
    hacia 1989 terminó desatando una crisis energética,
    ya que no pudo satisfacerse la demanda de ese
    año.

    Una vez superada la crisis, se produce la
    transformación del sector, para lo cual fue necesario
    concesionar las empresas del estado encargadas de producir,
    transportar y distribuir la energía. Luego de estos
    cambios introducidos a principios de los ´90 y hasta la
    actualidad, el sector ha experimentado importantísimos
    avances en lo que se refiere a un aumento en la producción
    y una expansión del consumo de electricidad, favorecido
    por la estabilidad económica y el mayor acceso a créditos, también provocó una
    mayor competitividad, etc.

    Es decir que, si bien en nuestro país
    nunca se contó con una planificación
    energética seria, no es menos cierto que al desaparecer
    empresas pioneras en el tema, la respuesta a esta necesidad no
    puede solamente depender de la actividad privada, vislumbrando
    negocios
    futuros.

    Las factibilidades
    técnico-económicas, los proyectos y la
    elección final de los que mejor respondan a las
    necesidades del país, necesitan de etapas de
    concreción que en el caso de los emprendimientos
    hidroeléctricos alcanzan hasta 10
    años.

    Si no se cuenta con esta oferta de proyectos, la
    decisión pasará por construir obras de
    generación térmica, cuya construcción
    demanda menos tiempo y generan a un costo mayor, con la
    consiguiente tendencia a la suba de las
    tarifas.

    Estas imprevisiones no son advertidas en el
    corto plazo, pero en el mediano y largo plazo son condicionantes
    del crecimiento de nuestro país.

    La actividad privada debe ser encausada por
    los objetivos que marque el Estado a través de políticas
    energéticas que contemplen el presente y el futuro del
    país y que atiendan a su crecimiento y
    desarrollo.

    En síntesis,
    puede afirmarse que las privatizaciones proporcionaron el
    instrumento al que apeló el gobierno de Carlos Menem para captar
    capitales extranjeros y a la vez recomponer las relaciones con
    los acreedores a través de la capitalización con
    títulos de deuda.

    Actualmente ya no queda casi nada por vender,
    salvo algunas empresas provinciales, Yaciretá y las
    centrales nucleares.

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    Prof. Fernando Ariel
    Bonfanti

    Departamento de Geografía
    –Facultad de Humanidades – UNNE

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