SEGBA
EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM)


La etapa inmediatamente anterior a la transferencia a manos privadas de las empresas estatales exigió la transformación de las mismas, para adecuarlas al nuevo modelo regulatorio.

 
Existían tres grandes empresas verticalmente integradas, propiedad del Estado Nacional: Agua Energía Eléctrica, Sociedad del Estado (generación, transmisión y distribución); SEGBA S.A. (generación y distribución) e Hidronor S.A. (generación y transmisión). Un conjunto de empresas provinciales, también estatales, la gran mayoría de ellas operando solamente en distribución, y un gran número de cooperativas, prestando servicios de distribución en pequeñas localidades. Cada una de las tres grandes empresas del Estado Nacional fue dividida en unidades de negocios independientes, bajo la forma de sociedades por acciones, siendo el propio Estado Nacional el tenedor inicial del cien por cien de dichas acciones. Esas unidades de negocios debían tener viabilidad económica y las empresas de transporte y distribución fueron concesionadas, estableciéndose cuadros tarifarios iniciales y un régimen de calidad de servicio y sanciones por incumplimiento, contenido todo en los contratos respectivos. 
En el caso de las empresas de transporte y distribución, una vez implementado el mecanismo anteriormente descripto, se procedió a vender, en licitación pública internacional, el paquete accionario de control. Este paquete de control es indivisible. Para el caso de la generación térmica, lo que se vendió fueron directamente los activos, y en lo que hace a la generación hidráulica, fue necesario previamente concesionar el uso del recurso agua, que siempre es propiedad de la nación y las provincias. 
En todas las empresas privatizadas se implementó el Programa de Propiedad Participada para los trabajadores de la organización antecesora de la nueva unidad de negocios. 
En un esfuerzo por simplificar los grandes objetivos perseguidos por las nuevas reglas de juego, diríamos que son: la introducción de la competencia directa en la producción, donde el despacho se basa en las costos y son los generadores más eficientes los que producen. Competencia en la producción para las grandes usuarios quienes pueden contratar libremente sus compras de energía. Competencia en las ampliaciones del sistema de transporte, que deben ser solventadas por los beneficiarios y adjudicadas por concurso, y simulación de competencia en los segmentos regulados, procurando precios (tarifas) comparables a las que se obtendrían si el mercado operara bajo un régimen de competencia. 
Como hemos dicho la producción de energía eléctrica opera en condiciones de competencia, y para que el mercado pueda desarrollarse plenamente, la ley ha previsto la entrada de nuevos participantes sin condicionamientos en el caso de los operadores termicos, mientras que la generación hidroeléctrica esta sujeta a concesión por las razones arriba expresadas. 
La realidad tecnológica de la industria eléctrica impone sin embargo ciertas restricciones a la introducción absoluta de la competencia en todo el sistema. Por ejemplo, la necesidad de igualar oferta con demanda en forma instantánea y la imposibilidad de almacenar el fluido eléctrico lleva a que se deba operar con un despacho centralizado que determina: dónde, quién y cuanto se generará al mismo tiempo. Se ha creado para esto una entidad responsable del mercado mayorista: la Companía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, Sociedad Anónima (CAMMESA) que es la responsable del Organismo Encargado del Despacho (OED). 
El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) abastece el 93% de la demanda del sistema eléctrico argentino, mientras que el sistema patagónico, no vinculado al primero, cubre el 6% de la demanda , y el 1% de los requerimientos de energía restante es abastecido por pequeños sistemas aislados, alejados de los grandes centros de consumo. 
El MEM está asociado al SADI (Sistema Argentino de Interconexión) con casi 8.000 Kms de líneas de 500 kV que cubre casi toda la extensión del país, a excepción de las provincias patagónicas. 
La potencia instalada actual de generación es de 21.809 MW y representa la siguiente estructura: 45 % térmico; 50% hidráulico y 5% nuclear.

La estructura de la generación, por tipo de equipamiento es: 45% térmico, 44% hidráulico y 11% nuclear; para un total generado en 1998 de 69000 Gwh.




Evolución del Sector

Durante 1998 se incorporaron al mercado YPF—Pza. Huincul en carácter de autogenerador del MEM (s/DSSE 35/98) y Centrales Térmicas Mendoza—Cogenerador (s/DSSE 159/98), que afectó a tal fin dos unidades de generación que previamente estaban asignadas a la empresa generadora Centrales Térmicas Mendoza S A..

En el segmento de distribución de energía eléctrica, la Empresa Distribuidora de Electricidad de Mendoza S.A. (Edemsa) tomó posesión en el mes de agosto de la unidad de negocio resultante de la privatización de la empresa distribuidora provincial.

AGENTES RECONOCIDOS EN EL MERCADO
TIPO DE AGENTE
MEM
Dic-98

MEMSP

TOTAL
Generador
42
4
46
Autogenerador
12
--
12
Cogenerador
3
--
3
Distribuidor
28
3
31
GUMA
373
19
392
GUME
1497
5
1502
Transportista AT/Distro
6
1
7
Transportista PAFTT
28
--
28
TOTAL
1989
32
2021
Prestadores PAFTT no agentes
31
2
33
Fuente CAMMESA 
Nota: Los Prestadores PAFTT no agentes son aquellas cooperativas que, sin ser gran usuario o Distribuidora del MEM, prestan sus instalaciones a algún agente reconocido del mercado.

Asimismo, ENRON Comercializadora SA. (s/Disposición SSE 66/98) y la Comercializadora de Energía del Mercosur (CEMSA) —s/DSSE 113/98) ingresaron como comercializadores participantes del mercado mayorista.

Como consecuencia de la entrada en servicio de los dos últimos grupos del E. B. Yacyretá y de los incrementos de capacidad de las centrales Genelba SA., Costanera SA. y C.T Mendoza S.A., la potencia instalada del país (MEM y MEMSP) aumentó un 6% durante 1998, alcanzando los 21 809 MW.

Evolución de la Potencia Instalada (MEM y MEMSP) - en MW
 
TIPO DE GENERACION
TOTAL
VARIACION AÑO ANT 
VARIACION AÑO 92
TERMICA
NUCLEAR
HIDRAULICA
1992
7.049
1,005
6.023
14.077
   
1993
7.334
1,005
6.723
15.062
7 %
7%
1994
8.029
1,005
8.043
17.077
13%
21%
1995
8.191
1,005
8.818
18.015
5%
28%
1996
8.439
1,005
9.362
18.806
4%
34%
1997
9.244
1,005
10.322
20.571
9%
46%
1998
10.138
1,005
10.666
21.809
6%
55%
Nota: Generación térmica incluye autogeneración y cogenerarión. En Yacyreta se consideran 20 grupos con potencia nominal de 155 MW a máximo salto (cota 83). 
Fuente: CAMMESA prog. estacional e informe mensual

A partir del dinamismo registrado en el sector generador desde el comienzo de la reforma, resulta interesante observar cómo es la nueva composición del parque generador instalado desde el punto de vista del origen del capital El proceso de reestructuración llevado a cabo posibilitó al sector privado participar activamente en este segmento, concentrando más del 65% de la capacidad instalada del país’ . El "estado nacional generador" por su parte, tiene a su cargo las centrales nucleares y los emprendimientos hidroeléctricos binacionales. Las de origen provincial pertenecen a Córdoba (EPEC y GECOR), Buenos Aires (ESEBA) y San Juan (SES), y representan el 6% de la potencia instalada.

 

Potencia Instalada según origen del capital (en MW) - dic 98
UNIDADESDENEGOCIO
TERMICA
NUCLEAR
HIDRAULICA
TOTAL
MEM
PRIVATIZADAS
5,617
0
5,087
10,704
PRIVADAS - NUEVAS
3,227
0
0
3,227
PROVINCIALES
972
0
267
1,239
NACIONALES/BINACIONALES
0
1,005
4,795
5,800
TOTAL MEM
9,816
1,005
10,148
20,970
MEM-SP
PRIVATIZADAS
244
0
518
762
PRIVADAS -NUEVAS
78
0
0
78
TOTALMEM-SP
322
0
518
840
TOTAL MEM + MEMSP
10,138
1,005
10,666
21,809
Fuente Cammesa Informe Mensual
Potencia Instalada por Unidad de Negocio (en MW)
MEM                
UNIDAD DE NEGOCIO
TV
TG
CC
DI
TERMICA
NUCLEAR
HIDRAULICA
TOTAL
PRIVATIZADAS
ALTO VALLE  
16
80
 
96
   
96
C.COSTANERA
1131
524
   
1,655
   
1,655
C.P. DE MENDOZA
33
34
   
67
   
67
C.PUERTO
979
     
979
   
979
C.DIQUE  
29
   
29
   
29
C.T. DOCK SUD  
72
   
72
   
72
C.T. SAN NICOLAS
650
     
650
   
650
C.T. SORRENTO
212
     
212
   
212
C.T.GUEMES
261
     
261
   
261
C.T.LITORAL
30
57
   
87
   
87
C.T.MENDOZA
120
14
374
 
508
   
508
C.T.NEA
25
142
   
167
   
167
C.T.NOA
0
180
 
4
184
   
184
C.T PIEDRA BUENA
620
     
620
   
620
H.ALICURA        
0
 
1,000
1,000
H.C.COLORADOS        
0
 
450
450
H.CHOCON        
0
 
1,410
1,410
H.P.DEL AGUILA        
0
 
1,400
1,400
H.RIO HONDO        
0
 
17
17
H.RIO JURAMENTO        
0
 
111
111
H.T.SAN JUAN  
30
   
30
 
42
72
H.TUCUMAN        
0
 
52
52
HIDISA        
0
 
388
388
HINISA        
0
 
217
217
PRIVADAS - NUEVAS
ARCOR    
64
 
64
   
64
AVE FENIX  
160
   
160
   
160
C.PUERTO (EX NEUQUEN  
375
   
375
   
375
C.T. BUENO AIRES    
322
 
322
   
322
C.T.G.ROCA  
124
   
124
   
124
C.TUCUMAN  
288
   
288
   
288
CAPEX  
358
   
358
   
358
FILO MORADO  
63
   
63
   
63
GENELBA    
674
 
674
   
674
S.M.TUCUMAN  
110
   
110
   
110
COGENERADORES (3)  
360
   
360
   
360
AUTOGENERADORES (12)        
329
   
329
PROVINCIALES
GECOR
195
94
   
289
   
289
EPEC
32
203
   
235
 
162
397
C.DE PIEDRA            
60
60
SES-Generación            
45
45
ESEBA-Generación
260
188
   
448
   
448
NACIONALES/BINACIONALES
NUCLEO ELECTRICA ARG. S A           1.005
750
1.755
C.TM. SALTO GRANDE (lado Arg.)            
945
945
E.B. YACYRETA (*)            
3,100
3,100
(*) CORRESPONDE A 20 GRUPOS CUN POTENCIA NOMINAL DE 155 MW A MAXIMO SALTO (COTA 83)
TOTAL MEM         9,816 1,005 10,148 20,970
MEMSP                
UNIDAD DE NEGOCIO
TV
TG
CC
DI
TERMICA
NUCLEAR
HIDRAULICA
TOTAL
PRIVATIZADAS
               
C.T.PATAGONICAS
 
244
   
244
   
244
H. FUTALEUFU
           
472
472
H. E AMEGEHINO
           
46
46
PRIVADAS-NUEVAS
               
ENERGIA DEL SUR
       
78
   
78
TOTAL MEM-SP
       
322
 
518
840
TOTAL MEM + MEMSP        
10,138
1,005
10,666
21,809
Fuente CAMMESA - Informe Mensual

Oferta

La energía neta generada durante el año 1998 ascendió los 69.000 GWh, un 5% superior la registrada durante 1997. Este aumento estuvo originado básicamente en el incremento observado en la generación térmica (7,5%) que alcanzó los 31.240 GWh, un 45% de la generación neta total. La de origen hidráulico representó el 42%, mientras que la nuclear y las importaciones un 10% y 3%, respectivamente.

En cuanto al balance de divisas del sector, el significativo aumento de las importaciones acompañado por una reducción de las exportaciones redundó en un saldo negativo del orden de los 1.830 GWh, un 2,6% de la oferta neta de generación.

Balance de Energía Neto (en GWh)
 
1998
1997
Variación %
Generación Térmica
31.243
29.067
7.5%
Generación Hidráulica
28.908
28.789
0.4%
Generación Nuclear
6.926
7.445
-7.0%
Importación
1.907
450
324.2%
Generación Neta Total
68.984
65.751
4.9%
Exportación
79
273
-71.3%
Bombeo
340
303
12.2%
Oferta Neta de Generación
68.566
65.174
5.2%
Si se observa la evolución mensual de la generación, se puede comprender las causas de los resultados arriba mencionados. En efecto, a lo largo del año se registró una marcada disminución de la generación de origen hidráulico, que descendió un 39% entre puntas. Esta tendencia comenzó a profundizarse a partir del segundo semestre del año, pasando de representar el 42% del total neto generado en el mes de julio a apenas el 30% en diciembre.

Esta disminución relativa, se correspondió con las condiciones hidrológicas que se presentaron en las diferentes cuencas del país (específicamente en las regiones del Comahue y del Litoral) a lo largo del año.

Por otra parte, la generación proveniente de la región Comahue presentó a lo largo del año una tendencia declinante que se vio acentuada a partir del mes de junio. Por otro lado, las abundantes precipitaciones ocurridas en la primera mitad del año en el sur de Brasil y la región Litoral, redundaron en una mayor generación de energía eléctrica proveniente de las centrales de Yacyretá (que además incorporó durante 1998 las últimas dos turbinas, totalizando 20 unidades de 155 MW c/u a máximo salto) y Salto Grande respecto de los niveles generados en 1997. A pesar de ello, durante la segunda mitad del año puede apreciarse una disminución en la energía generada por estas centrales que acompañó la tendencia de la región Comahue antes mencionada.

Así pues, la caída del 29% de la energía proveniente del Comahue (que pasó de 11.669 GWh en 1997 a 8.234 GWh en 1998) se vio compensada por los aumentos registrados en Yacyretá (16%),Salto Grande (33%) y el resto hidráulico (21%). Todo ello redundó en un leve incremento (0,4%) de la generación de origen hidráulico durante el año 1998.

Generación Hidráulica por Región
En GWh
1998
1997
Comahue
8.234
11.669
Salto Grande
5.606
4.207
Yacyretá
11.617
10.058
Resto hidro.
3.450
2.855
Total
28.908
28.788

 

De acuerdo con lo antes comentado, la generación de origen térmico fue el principal motor del aumento de la oferta de energía eléctrica durante 1998. Se analizará a continuación en qué condiciones operó el parque para arribar a ese resultado.

Nótese que se produce un desplazamiento de la curva de oferta térmica hacia el SE entre los períodos de invierno (mayo/octubre) y verano (noviembre/abril), de acuerdo con la menor restricción de combustible (gas) que enfrentan las generadoras durante los meses de estío, los índices de disponibilidad estacional del parque y a la declaración de ingresos de nuevos generadores

Si nos detenemos en el índice de indisponibilidad térmica se observa que en promedio resultó un 12% superior al registrado durante 1997. En especial a partir del mes de julio, es donde registra la mayor diferencia entre ambos años . Este hecho responde a aumentos del índice de las unidades de menor eficiencia, al cronograma de salidas para mantenimiento de las máquinas y a la mayor indisponibilidad que presentan las nuevas unidades al momento de su entrada en servicio.

En cuanto a la composición de insumos utilizados por el sector, el 87% de la energía eléctrica fue generada con gas natural, una proporción menor que en 1997(91%). En contraposición a esta disminución relativa, se observó un importante aumento en el uso del fuel oil (123%), que pasó a representar el 10% del total de combustible consumido.

Por otra parte, el consumo de fuel oil a lo largo del año fue marcadamente superior al promedio del año 1.997. La utilización de gas natural se mantuvo por debajo de los niveles del año anterior observándose un incremento durante la segunda mitad del año (62%, respecto de igual periodo del 1997), en especial en el último trimestre (80%).

Cabe señalar que los mayores niveles de consumo de combustible registrados durante el segundo semestre del año, son consecuencia directa del aumento de generación térmica necesario para abastecer el crecimiento de la demanda5 y compensar la disminución de energía de origen hidráulico.

Consumo de Combustible
En miles de Tn.ep
1998
1997
Variación
Gas Oil
11,5
18,1
-3,6%
Gas Natural
6.417,3
6.326,2
1%
Fuel Oil
745,5
335,2
123%
Carbón
246,2
271,9
-9%
Total
7.421,8
6.951,3
7%

Así pues, durante 1998 se consumió un 7% más de combustible que en 1997 (alcanzando 7.422 miles de toneladas equivalentes de petróleo), generándose un 7,5% más de energía de origen térmico. Puede apreciarse un leve incremento de productividad (1 %), medido como la relación producto/insumo.

Este hecho es compatible en términos cualitativos con la evolución de la Eficiencia Media Estacional (EME) del parque térmico, un indicador representativo de las condiciones tecnológicas existentes en el mercado.

Eficiencia del parque térmico (en kCal/kWh)
Mayo-97
Noviembre-97
Mayo-98
Noviembre-98
2.497
2.502
2.272
2.323
Todos los aspectos señalados tuvieron, obviamente, su impacto en la formación de precios en el mercado mayorista. La tendencia creciente del precio Spot de la energía (con un aumento entre puntas del 58%, alcanzando en el mes de diciembre los 20,65 $/MWh) acompañó a las variaciones cíclicas de la generación térmica e hidráulica a lo largo del año.

No obstante el crecimiento observado a lo largo del año, el precio mayorista de la energía aumentó en promedio (respecto de 1997) solo 1,2% en términos reales, mientras que el precio monómico tuvo un leve descenso (0,2%).

Con relación a las ventas de energía eléctrica de las empresas generadoras, se registró un incremento del 5%, alcanzando los 84.920 GWh. Las realizadas en el mercado Spot crecieron un 8%, mientras que las efectuadas en el mercado a término (a distribuidoras y GUMAs) solo un 1 %, representando el 42% de las ventas totales del ano.

Un aspecto interesante de observar es cómo se distribuyen las ventas entre las diferentes unidades de negocio. Las primeras cinco empresas concentran el 50% del total de ventas del sector, y las primeras diez el 68%. Si bien estos porcentajes resultan cuanto menos llamativos, cabe realizar una serie de consideraciones al respecto. En efecto, dentro de las seis primeras empresas vendedoras, se encuentran las binacionales (Yacyretá y Salto Grande) y Nucleoeléctrica Argentina (con las centrales de Atucha, Embalse y Río Grande) que suman el 29% de las ventas totales.

Las tres restantes: Central Puerto, Central Costanera y Central San Nicolás, concentran el 25%, siendo esto una consecuencia directa de los contratos transferidos al momento de la privatización de las centrales (con Edenor SA. y Edesur SA. las primeras y Edelap SA. la última) y la importancia que éstos tienen en las respectivas estructuras de ventas.

Generación - Ventas de Energía (en MWh)
 
Acumulado1997
Acumulado 1998
 
GENERADOR
MERCADO SPOT
MERCADO A TERMINO
TOTAL
MERCADP SPOT
MERCADO A TERMINO
TOTAL
PART
AyEE-ANDE
112.783
 
112.783
103.186
 
103.186
0,12%
Arcor
198.570
358.312
556.882
232.045
362.161
594.206
0,70%
Ave Fénix
1.033.851
67.011
1.100.862
789.921
27.151
817.072
0,96%
AyEE-BRAS
5.576
 
5.576
10.756
 
10.756
0,01%
CAPEX S.A.
1.275.822
1.415.246
2.691.068
1.311.753
1.430.542
2.742.295
3,23%
Ente Casa de Piedra
162.108
 
162.108
276.608
 
276.608
0,33%
Central Costanera SA
541.615
8.268.265
8.809.880
487.744
8.039.642
8.527.386
10,04%
Central Piedra Buena
441.509
437.550
879.059
2.026.837
779.020
2.805.857
3,30%
Central Puerto S.A.
2.451.916
6.314.593
8.766.509
3.458.614
6.213.719
9.672.333
11,39%
Central Térmica Alto Valle S.A.
172.079
268.253
440.332
193.209
267.349
460.558
0,54%
Central Térmica Buenos Aires
551.830
1.259.858
1.811.688
1.023.036
932.402
1.955.438
2,30%
Central Dique SA
353
410.669
411.022
294
143.031
143.325
0,17%
Central Dock Sud SA
80.490
 
80.490
27.979
 
27.979
0,03%
Central Térmica Güemes S.A. 
640.955
1.068.260
1.709.215
751.455
1.203.925
1.955.380
2,30%
Central Térmica del Litoral S.A
1.773
87.593
89.366
2.257
87.599
89.856
0,11%
Central Térmica Mendoza S.A.
217.952
1.432.526
1.650.478
555.035
2.134.192
2.689.227
3,17%
Comisión Técnica Mixta Salto Grande
4.205.107
 
4.205.107
5.606.516
 
5.606.516
6,60%
Centrales Térmica del NEA
572
332.235
332.807
499
16.580
17.079
0,02%
Centrales Térmicas del NOA
77.929
638.600
716.529
32.608
417.598
450.206
0,53%
Central Pedro de Mendoza S.A.
1.152
54.837
55.989
0
   
0,00%
Central Térmica S. Miguel de Tucumán
448.775
149.097
597.872
562.437
141.064
703.501
0,83%
Central Térmica San Nicolás S.A.
468.986
2.976.367
3.445.353
367.764
2.963.859
3.331.623
3,92%
Central Térmica Sorrento S.A.
230.017
1.354.373
1.584.390
400.461
801.719
1.202.180
1,42%
Empresa Prov. de Energía de Córdoba
540.664
 
540.664
797.439
 
797.439
0,94%
Empresa Social de Energía de Bs. As.
2.393.278
593.648
2.986.926
768.575
1.488
770.063
0,91%
Central Térmica Filo Morado
214.363
237.120
451.483
123.511
311.973
435.484
0,51%
Generadora Córdoba S.A.
109.993
1.751.960
1.861.953
96.816
1.751.997
1.848.813
2,18%
Genelba S.A.
133.402
36.624
170.026
136.420
1.787.970
1.924.390
2,27%
Hidroeléctrica Alicuará S.A.
1.938.489
496.254
2.434.743
811.614
830.242
1.641.856
1,93%
Hidroeléctrica Cerros Colorados S.A.
1.323.089
105.228
1.428.317
881.728
 
881.728
1,04%
Hidroeléctrica El Chocón S.A.
1.227.177
2.753.154
3.980.331
1.749.813
1.471.797
3.221.610
3,79%
Hidroeléctrica diamante S.A.
317.342
93.087
410.429
484.933
158.373
643.306
0,76%
Hidroeléctrica Los Nihuiles S.A
637.179
151.374
788.553
527.290
362.251
889.541
1,05%
Hidroeléctrica Los Nihuiles IV S.A      
0
46.354
46.354
0,05%
Hidroeléctrica Piedra del Aguila S.A.
3.858.551
668.606
4.527.157
1.721.629
1.170.586
2.892.215
3,41%
Hidroeléctrica Río Hondo S.A.
109.436
 
109.436
100.244
29.599
129.843
0,15%
Hidroeléctrica Río Juramento
278.457
 
278.457
83.197
81.152
164.349
0,19%
Hidrotérmica San Juan
185.365
 
185.365
279.388
 
279.388
0,33%
Hidroeléctrica Tucumán
161.261
 
161.261
168.615
 
168.615
0,20%
Núcleo Eléctrica Argentina S.A.
7.830.040
 
7.830.040
7.347.755
 
7.347.755
8,65%
Pluspetrol Energy S.A
815.380
788.598
1.603.978
1.289.018
874.030
2.163.048
2,55%
Servicios Eléctricos Sanjuaninos
118.403
 
118.403
241.086
 
241.086
0,28%
Central Térmica Roca
133.838
564.291
698.129
249.612
591.376
840.988
0,99%
A y E.E. - UTE
330.888
 
330.888
1.793.539
 
1.793.539
2,11%
Ente Binacional Yacyretá
10.056.988
 
10.056.988
11.617.368
 
11.617.368
13,68%
TOTAL
46.035.303
35.133.589
81.168.892
49.490.604
35430741
84.921.345
100%
Continuando con esta línea de análisis, y con el objeto de conocer las características propias del sector a partir de un índice que sintetice su composición y el grado participación de las empresas que lo componen, se define la participación de la firma i-ésima en el mercado como
a=qi/Q
(para i = I, ......, n y S a = I)
El índice de Herfindahl (H) --uno de los tantos índices de concentración existentes en la literatura- se define como la suma del cuadrado de las participaciones,
H = Sa2i
Los valores que puede adoptar H se ubican en el intervalo (0,1]. En el caso extremo de un monopolio (i = I), la empresa abastece la totalidad del mercado y H adopta el máximo valor posible (I). En cuanto al límite inferior, dependerá del número de firmas existente en cada mercado. En efecto, la situación de mínima concentración viene dada por la existencia de empresas similares con igual participación (ai = I/n); en la medida que la atomización del mercado aumenta (n—>¥), a—>0.

Una forma alternativa de expresar este índice es a partir de la cantidad de empresas existente en el mercado (n) y de la desigualdad con que participan en el mismo. De esta forma,

H = I/n + ns2

donde s2 representa la varianza de las participaciones relativas de las empresas en el mercado respecto de la situación de igualdad participativa (ai= I/n, "i).

Así pues, H variará en forma inversa a medida que aumenta el número de firmas en el sector analizado y en forma directamente proporcional cuando la desigualdad (en términos de participación) sea mayor.

Para el sector de generación de energía eléctrica, se consideró como variables de análisis la potencia instalada por empresa para el año 1998 y las ventas de totales de energía . Los resultados obtenidos fueron los siguientes:

(en%)
l/n
ns2
H
Potencia instalada (n=40)
2,50
2,99
5,49
Ventas de Energía (n=40)
2,50
4,36
6,86
Analizando los valores que adopta H se puede observar que el segmento de generación se encuentra más concentrado respecto al caso en que el mercado estuviera totalmente atomizado (H = l/n). Esta diferencia es explicada por la dispersión existente en el tamaño relativo de las distintas unidades de negocio (ns2), que es más significativa aún si consideramos como variable de análisis las ventas de energía.

En efecto, mientras las primeras cinco empresas concentran el 42% de la capacidad instalada del MEM, las primeras 5 "vendedoras" participan del 50% del mercado, Estas diferencias disminuyen a medida que aumenta el número de empresas consideradas: las 10 primeras acumulan el 67% y 68%, respectivamente.

Existe, como es de suponer, una estrecho vínculo entre el tamaño de la unidad de negocio y el grado de participación comercial que tiene en el mercado. Utilizando el coeficiente de correlación de rangos Spearman, se puede comprobar que existe una alta correlación (0,88) entre ambas variables.

Los resultados hasta aquí expuestos merecen una serie de consideraciones adicionales. Si bien surge de los cálculos efectuados (H > l/n) que existe cierto grado de concentración en el sector, la presencia en el mercado de un importante número de generadores (térmicos e hidráulicos) es un dato significativo que es preciso tener en cuenta. Este hecho, en sí mismo, no garantiza la ausencia de concentración" pero debe ser considerado dentro del contexto en que se desarrolla esta actividad. Como se comentó oportunamente, el 29% de las ventas son realizadas por empresas nacionales/binacionales, que representan el 24% de la potencia instalada del MEM.

 

Demanda

Continuando con el crecimiento observado desde el inicio de la reestructuración del sector, la demanda de energía eléctrica aumentó durante el año 1998 un 5,3% alcanzando los 66.178 GWh. Como es sabido, la evolución de esta variable se encuentra estrechamente vinculada al comportamiento cíclico de la actividad económica del país.

Este crecimiento respondió a las características propias de los agentes involucrados y al desarrollo que experimentaron en el mercado. En este sentido, resulta interesante analizar el comportamiento de cada uno de ellos a fin de establecer los motivos que ocasionaron los cambios observados en la composición de la estructura de la demanda de energía eléctrica.

En efecto, las compras realizadas por las empresas distribuidoras en el mercado mayorista se incrementaron apenas un 1%, mientras que las efectuadas por los grandes usuarios mayores (GUMA) y menores (GUME) lo hicieron un 23% y 46%, respectivamente. Este hecho no es casual, sino que esta directamente relacionado con el importante aumento en el número de grandes usuarios que ingresaron en el mercado a lo largo del año . La contrapartida del "éxodo" de usuarios cautivos al mercado mayorista es sin duda la menor tasa de crecimiento registrada para el sector distribuidor.

Demanda Bruta de Energía Eléctrica por Tipo de Agente - MEM
 
DISTRIBUIDORES
GUMA
GUME

TERMINO

GUPA

TERMINO

TOTAL
VARIACION

% (1)

VARIACION

% (2)

ESTACIONAL
TERMINO
SPOT
TERMINO
Ene-98
2.004.978
2.375.247
174.797
790.822
154.224
 
5.500.068
0,55
0,63
Feb-98
1.889.190
1.997.372
150.578
751.734
158.203
 
4.947.077
-10,05
6,31
Mar-98
2.167.069
2.219.130
186.759
798.134
174.842
 
5.545.934
12,11
6,53
Abr-98
2.149.833
1.967.034
202.370
773.710
165.025
 
5.527.972
-5,19
4,44
May-98
1.974.128
2.345.244
208.500
817.039
178.485
 
5.523.396
5,05
5,31
Jun-98
2.175.536
2.357.879
202.522
800.069
175.915
 
5.711.922
3,41
8,02
Jul-98
2.152.856
2.457.388
196.788
816.215
184.615
 
5.807.862
1,68
5,11
Ago-98
2.214.942
2.214.555
227.276
837.340
208.033
 
5.702.145
-1,82
6,61
Sep-98
2.017.938
2.170.341
189.278
829.271
207.230
 
5.414.058
-5,05
6,84
Oct-98
2.201.799
2.047.170
193.749
863.593
204.397
 
5.510.708
1,79
5,19
Nov-98
2.140.027
2.025.539
198.544
852.694
236.035
 
5.452.839
-1,05
5,63
Dic-98
2.362.504
2.187.469
200.128
818.307
255.981
 
5.804.390
6,45
6,11
                   
1995
23.088.725
25.834.339
591.114
4.585.226
280.499
 
54.379.903
   
1996
21.488.231
28.643.384
1.033.189
6.262.293
1.019.214
 
58.446.310
 
7,48
1997
24.111.800
27.170.931
1.652.101
8.203.579
1.566.732
 
62.705.143
 
7,29
1998
25.450.799
26.364.368
2.331.289
9.748.928
2.282.984
 
66.178.369
 
5,54
Evolución de Grandes Usuarios - MEM
 
GUMA
GUME
Total
Noviembre 97
331
794
1.125
Mayo 98
347
1.052
1.399
Noviembre 98
373
1.497
1.870

De esta forma, las compras de las empresas distribuidoras representaron el 78% del total de la demanda, mientras que los grandes usuarios adquirieron el 22%. Para el año 1997, estas participaciones fueron 81 % y 19%, respectivamente.

Ahora bien, ¿cómo ha sido el comportamiento comercial del sector distribuidor con relación a sus transacciones en el mercado mayorista?, o en otras palabras, ¿cuál ha sido la política adoptada por las empresas para enfrentar su obligación de brindarle suministro a todos los usuarios que así lo requirieren?

Nótese la disímil evolución de las compras realizadas en el mercado spot y las efectuadas a través de contratos de abastecimiento. En efecto, mientras que las primeras tuvieron un crecimiento del orden del 6% alcanzando los 25.540 GWh, las segundas disminuyeron un 3% y representaron apenas el 51 % del total de las compras de las distribuidoras en el mercado mayorista durante 1998.

Esto es aún más llamativo si se considera que el 58% de las compras en el mercado a término (15.197 GWh) son realizadas por las empresas distribuidoras de jurisdicción nacional (Edenor S.A., Edesur S.A. y Edelap S.A.), especialmente a través de los contratos transferidos al momento de la privatización.

Distribución - Compras de Energía (en MWh)
 
Acumulado1997
Acumulado 1998
DISTRIBUIDORA
MERCADO SPOT
MERCADO A TERMINO
TOTAL
MERCADO SPOT
MERCADO A TERMINO
TOTAL
Adm. Provincial de Energía de La Pampa
397.922
 
397 922
445.802
 
445.802
Cooperativa Eléctrica de Caucete Ltda
24.239
 
24.239
26.354
 
26.354
Celta Cooperativa de Tres Arroyos Ltda.
9.386
 
9.386
63.832
 
63.832
Dirección Provincial de Energía de Corrientes
882.003
0
882 003
908.418
 
908.418
EDEA S.A
756.349
651.166
1.407.515
1.253.731
1.221.720
2.475.451
Energía de Catamarca SA
115.512
147.997
263.509
262.543
16.580
279.123
Empresa Distribuidora de Energía de Entre Ríos
1.045.857
183.597
1 229.454
1.005.048
254.398
1.259.446
Empresa Distribuidora de Energía de Formosa
214.588
184.239
398.827
398.316
 
398.316
EDELAPS.A.
626.851
525.592
1.152.443
657.567
525.599
1.183.166
Empresa de Energía de .la Rioja SA
5.188
357.760
362.948
5.362
393.081
398.443
Empresa Distribuidora de Electricidad de Mendoza SA.      
196.390
681.164
877.554
EDEN S.A.
1.533.895
654.327
2.188.222
2.459.441
1.128.992
3.588.433
EDENOR SA.
2.225.657
8.273 406
10.499.063
2 716.437
7.960.140
10.676.577
Empresa de Energía de Río Negro SA
38.757
564.291
603.048
11.752
591.376
603.128
Empresa Distribuidora de Santiago del Estero SA
405.664
 
405.664
417.972
 
417.972
Empresa Distribuidora San Luis S.A. (EDESAL)
476.384
 
476.384
513.121
 
513.121
Empresa Distribuidora de Energía de Salta SA
171.912
516.524
688.436
218.346
516.203
734.549
EDES S.A.
253.450
204.478
457 928
443.094
327.360
770.454
EDESUR SA.
3.425.639
6.844.073
10.269.712
3.487.307
6.711.303
10.198.610
Empresa de Dist de Electricidad Tucumán S.A.
422.258
812.860
1.235 118
126.181
1.116.325
1.242.506
Empresa Jujeña de Energía S.A.
30.220
297.270
327 490
73.965
269.734
343.699
EMA Agua y Energía Eléctrica S E.(San Juan)
250.288
 
250 288
243.785
 
243.785
Energía de Mendoza S.E.
1.216.675
1.608.478
2 825 153
984.719
831.258
1.815.977
Empresa Eléctrica de Misiones SA
243.654
 
243 654
247.347
 
247.347
EPEC
1.228.346
3.182.736
4.411 082
1.964.580
2.635.581
4.600.161
Empresa Prov. de Energía del Neuquén
580.638
148.920
729 558
647.595
148.920
796.515
Empresa Prov. de Energía de Santa Fe
4.333.506
589.249
4.922.755
4.546.839
593.689
5.140.528
Energía de San Juan S:A.
651.049
 
651 049
646.211
 
646.211
Servicio Energía del Chaco
363.975
548.450
912 425
478.745
440.945
919.690
ESEBA
2.181.939
875.519
3.057.458
     
TOTAL
24.111.800
27.170.932
51.282.732
25.450.799
26.364.368
51.815.167
Al respecto, cabe realizar una serie de consideraciones vinculadas con los incentivos que enfrentan las empresas distribuidoras para comprar mediante contratos. En efecto, la evolución registrada en el sector generador - tanto por la reconversión y reequipamiento de viejas unidades como por las nuevas inversiones realizadas desde el comienzo de la reestructuración del sector -, ha derivado en una situación de "holgura" en materia de abastecimiento. De hecho, la reserva excedente del mercado se ha ubicado en 1998 en el orden del 43% del total de la potencia instalada en el MEM. En tal sentido, si bien en un contexto donde los distribuidores se encuentran obligados a satisfacer todo requerimiento de demanda dentro de su área de concesión, la posibilidad de celebrar contratos de compra a término les permitiría disminuir el riesgo de las sanciones por incumplimiento en el suministro de energía eléctrica, esto parece aún más razonable ante una situación con restricciones en generación.

Por otro lado, el sistema de transferencia de los precios de compra en el mercado mayorista al usuario final (pass through), si bien parece inducir a las empresas distribuidoras a canalizar su operatoria hacia el mercado de contratos - toda vez que las posibles ganancias obtenidas a partir de "compras eficientes" en el mercado a término a un precio menor que el estacional, son absorbidas íntegramente por éstas -, no parece reflejar una contrapartida desde el lado del generador. Es decir, ningún generador tendrá un marcado incentivo a vender por contrato a un precio menor que el estacional, dado que éste es el precio de oportunidad que enfrentan las distribuidoras en el mercado spot.

Considérese la siguiente matriz de pagos, donde las columnas representan la utilidad que perciben las empresas distribuidoras por sus transacciones en el mercado a término, entendida como la diferencia del precio del contrato (pc) respecto al precio estacional (pe) En este sentido, una utilidad alta (10) refleja un precio de contrato inferior al estacional con la consecuente ganancia para la empresa. Por el contrario, una utilidad baja (- 10) representa un precio de contrato superior al estacional que, por no ser trasladable a tarifas, representa una pérdida que es absorbida por la distribuidora.

Mercado a Término - Matriz de Pagos
 
Distribución
Ut. Alta (pe>pc)
Ut. Alta (pc>pe)
Generación Ut.Alta (pc>pe)
(0,0)
(10,-10)
Ut.Alta (pe>pc)
(-10,10)
(0,0)
Desde el punto de vista del generador (filas) la alta utilidad (10) viene dada por ventas a término a precios superiores al estacional mientras que la baja utilidad (-10) refleja las transacciones realizadas a precios menores que el estacional (debe recordarse que este último representa precisamente un promedio esperado (ex ante) del precio spot para cada período estacional).

Supóngase que los agentes cuentan con perfecta información respecto de las condiciones del juego (es decir, cada jugador sabe, sabe que el otro sabe y cuenta con toda la información necesaria para realizar un contrato) y actúan racionalmente. En un juego estático (jugado simultáneamente) de estas características, claramente se observa que la existencia de intereses contrapuestos entre ambos jugadores redunda en una situación sin solución aparente. En el límite, el equilibrio se alcanza cuando el precio del contrato es igual al estacional (pc = pe), diluyéndose así los incentivos en materia de precios que pudieran tener los distribuidores (siempre que no existan restricciones en la generación de energía) y los generadores para canalizar sus transacciones en el mercado a término. Esta situación está reflejada por los pares de valores (0,0) del cuadro anterior.

En efecto, las empresas distribuidoras serán indiferentes toda vez que el precio estacional es el que de todas formas trasladarán a tarifas mediante el mecanismo de pass-through. Desde el punto de vista de los generadores, el atractivo de operar en el mercado a término reside en la seguridad de obtener un flujo de ingresos conocido durante el período de duración del contrato, enfrentando un incentivo adicional en la medida que el precio pactado sea superior al spot (ya que se verán beneficiados de acuerdo a dicha diferencia). En el caso planteado (pc=pe), en la medida que el precio estacional refleja la esperanza matemática del precio spot (futuro) para cada trimestre estacional, puede entenderse que resulte un precio de indiferencia para el generador. En este sentido, el hecho de no vender por contratos les permitiría obtener ganancias (o enfrentar pérdidas) de oportunidad, en aquellas horas en que el precio spot se ubique por encima (debajo) del precio estacional vigente.

Observando el gráfico siguiente, puede avanzarse aún más en este sentido. Durante el primer cuatrimestre del año el precio estacional sancionado fue superior al promedio spot resultante, acumulándose en el Fondo de Estabilización de precios $14 MM. Por el contrario, a partir del mes de mayo la relación de precios se revirtió, profundizándose en el último trimestre del año. En esos 8 meses el Fondo transfirió $83 MM principalmente al sector generador. Desde este punto de vista, la compra en el mercado a término de la demanda no contratada de las distribuidoras a un precio equivalente al estacional (25.450 GWh a lo largo del año) habría privado al sector generador de $69 MM.

Los Grandes Usuarios

De acuerdo a lo señalado, la demanda de los Grandes Usuarios registró un significativo crecimiento durante 1998, alcanzando los 14.362 GWh, un 26% más que en el año anterior.

Con relación a los GUMA, canalizaron en el mercado a término el 81 % de sus compras totales. El precio medio de los contratos de abastecimiento de estos agentes continuó con su tendencia decreciente, convergiendo a los valores registrados en el mercado spot. En términos constantes, la disminución registrada entre 1995 y 1998 fue del 25%, ubicándose apenas 2% por encima del precio monómico promedio spot para este último año.






Evolución de Precios Monómicos Mayoristas (en $/MWh)
 
PRECIO

SPOT

MAT

GUMA

DIFERENCIA
ABSOLUTA
RELATIVA
PROM 95
29,82
33,09
3,26
11%
PROM 96
27,66
29,67
2,00
7%
PROM 97
24,43
26,75
2,31
9%
PROM 98
24,38
24,89
0,52
2%
En la zona correspondiente a las áreas de concesión de las empresas Edenor S.A., Edesur S.A. y Edelap S.A. desarrollaron su actividad el 65% del total de GUMAs, concentrando el 40% de la demanda neta de energía.

Asimismo, resulta interesante observar las características sectoriales de los GUMA ubicados en aquellas provincias que concentran el 40% de la demanda total de estos agentes.

En este sentido, la Provincia de Santa Fe con solo el 6% del total de agentes (24) consumió el 15% del total de energía eléctrica. El 59% de este consumo correspondió a la planta de Acindar ubicada en Villa Constitución.

En la provincia de Neuquén,. el 52% de la demanda correspondió a la Planta Industrial de Agua Pesada y un 40% a la Cooperativa CALF. El emprendimiento minero La Alumbrera, representó el 86% del consumo de los GUMA de la provincia de Catamarca, igual porcentaje que las actividades vinculadas con la extracción y refinación de petróleo en Mendoza y las de fabricación de sustancias químicas industriales en el área Buenos Aires Sur.

Grandes Usuarios - Demanda Neta Regional 1998
Area/Provincia
GUMA CANTIDAD
CONSUMO (GWh)
CONSUMO MEDIO
GUME CANTIDAD
CONSUMO (GWh)
CONSUMO MEDIO
Area BA Atlántica
9
334,5
37,2
40
54,6
1,4
Area BA - Norte
16
371,3
23,2
39
65,4
1,7
Arca BA - Sur
12
730,2
60,8
4
4,2
1,1
Area EDELAP
14
811,2
57,9
36
60,5
1,7
Area EDENOR
124
2079,3
16,8
576
950,9
1,7
Area EDESUR
112
1620,6
14,5
597
812,0
1,4
Catamarca a
4
757,6
189,4
4
2,5
0,6
Chaco
2
11,3
5,6
4
5,9
1,5
Córdoba
8
308,3
38,5
9
13,5
1,5
Corrientes
3
100,9
33,6
5
10,9
2,2
Entre Ríos
3
236,9
79,0
7
5,1
0,7
Formosa
-
-
-
7
7,5
1,1
Jujuy
1
68,3
68,3
-
-
-
La Pampa
-
-
-
1
0,9
0,9
La Rioja
5
83,0
16,6
13
21,9
1,7
Mendoza
12
583,6
48,6
14
24,9
1,8
Neuquén
7
762,7
109,0
2
0,6
0,3
Río Negro
6
319,2
53,2
1
0,5
0,5
Salta
1
1,8
1,8
6
7,4
1,2
San Juan
4
69,0
17,2
17
36,8
2,2
San Luis
7
83,4
11,9
145
145,8
1,0
Santa Fe
24
1727,7
72,0
14
29,9
2,1
Santiago del Estero
2
18,0
9,0
4
6,5
1,6
Tucumán
9
211,3
23,5
6
14,7
2,5
Total
385
11289,8
29,3
1551
2268,3
1,5






Composición Sectorial de la Demanda de los GUMA
 
1998
1997
ClIU
GUMA CANTIDAD
CONSUMO (GWh)
CONSUMO MEDIO
GUMA CANTIDAD
CONSUMO (GWh)
CONSUMO MEDIO
22
12
668,5
55,7
10
583,9
58,4
23
1
652,1
652,1
1
149,8
149,8
29
2
36,0
18,0
2
39,6
19,8
31
88
1.316,5
15,0
79
1.110,4
14,1
32
31
473,4
15,3
26
422,8
16,3
33
3
98,7
32,9
3
92,8
30,9
34
27
470,8
17,4
27
416,4
15,4
35
61
2.409,6
39,5
53
1.897,0
35,8
36
15
578,4
38,6
13
433,3
33,3
37
19
1.530,1
80,5
15
1.375,8
91,7
38
27
581,6
21,5
23
466,4
20,3
4
1
397,1
397,1
1
349,1
349,1
41
4
650,4
162,6
4
617,2
154,3
42
15
377,4
25,2
15
370,2
24,7
61
1
91,6
91,6
1
38,4
38,4
62
50
427,3
8,5
37
284,3
7,7
63
2
11,6
5,8
1
1,1
1,1
7
19
457,9
24,1
18
403,0
22,4
8
3
19,1
6,4
2
4,5
2,2
S/C
4
41,9
10,5
4
38,3
9,6
TOTAL
385
11.289,8
29,3
335
9.094,1
27,1
Descripción código CIIU - Revisión 2.
CllU 22: Producción de petróleo y gas natural
CIlU 23: Extracción de minerales
CllU.29: Extracción de piedras, arcilla y arena.
CllU 31: Productos Alimenticios, Bebidas y Tabaco
CllU 32: Textiles, Prendas de vestir e Industria del Cuero.
CllU 33: Industria de la Madera y Productos de la Madera, incluido muebles
CIlU 34: Fabricación de Papel y Productos de Papel Imprentas y Editoriales
ClIU 35: Fabricación de Sustancias y Productos Químicos derivados del Petróleo, Carbón, Caucho y Plástico
ClIU 36: Fabricación de Productos Minerales no Metálicos excepto derivados del Petróleo carbón.
ClIU 37: Industrias Metálicas Básicas
CIlU 38: Fabricación de Productos Metálicos Maquinaria y Equipos
ClIU 4: Electricidad, gas y agua
ClIU 41: Fabricación de gas distribución de combustibles gaseosos por tuberías
ClIU.42: Captación, depuración y distribución de agua.
CIIU 6: Comercio, al por mayor (61), menor (62) restaurantes y hoteles (63)
CIIU 7: Transporte, Almacenamiento y Comunicaciones
CllU 8: Servicios Financieros, De Seguros, Inmobiliarios y Empresarios
S/C: Sin Clasificar
A partir de la Clasificación Industrial Internacional Uniforme (CIIU) revisión 2 — nivel de agregación 2 dígitos, es posible caracterizar las demanda de los GUMA de acuerdo al sector productivo en que desarrollan su actividad. Como se puede observar en el Cuadro 16, la industria manufacturera (CIIU 3) concentra el 66% del total consumido, especialmente los sectores vinculados a la Fabricación de Sustancias y Productos Químicos derivados del Petróleo, Carbón, Caucho y Plástico (CIIU 35), a las Industrias Metálicas Básicas (CIIU 37) y a la fabricación de Productos Alimenticios, Bebidas y Tabaco (CIIU 31).

Con relación a los GUME, el 78% de los agentes (1.209) se encuentra ubicado en las áreas de concesión de jurisdicción nacional concentrando el 80% de la demanda del sector.

Conclusiones

El sector eléctrico presenta, por las características propias del bien involucrado ciertas peculiaridades que lo distinguen de otras industrias. La imposibilidad de almacenamiento (al menos a costos razonables) determinan la necesidad de que exista un equilibrio instantáneo entre la oferta y la demanda.

Así pues, para satisfacer las necesidades de una demanda creciente (téngase en cuenta que durante el período 1991/1998, la tasa de crecimiento alcanzó el 6,4% a.a.), sin duda alguna resultaba indispensable canalizar recursos hacia el segmento generador.

Esto es precisamente lo que ocurrió, como consecuencia de las posibilidades que surgieron a partir de la reforma estructural implementada a comienzos de los 90. Ello posibilitó la participación activa del sector privado que, como se vio, ascendió en 1998 al 65% de la capacidad instalada del país.

De esta forma, las inversiones en este segmento (tanto en la instalación de nuevas centrales como en mejoras del parque existente) redundaron en un importante aumento de la capacidad instalada, que alcanzó en el corriente año los 21,8 GW.

Este hecho tuvo un impacto directo en la formación de precios del mercado mayorista. Más allá de los aumentos registrados durante el año en el precio de la energía producto de la menor generación hidráulica, según se comentó oportunamente, el precio monómico mayorista disminuyó en promedio un 55% en términos reales desde 1992.

Asimismo, el dinamismo observado en el sector se vio reflejado en el notable incremento del número agentes participantes del mercado. En especial los Grandes Usuarios, que representaron el 22% de la demanda del MEM para el año 1998.

Esto tuvo aparejado, una menor tasa de crecimiento de la demanda de las empresas distribuidoras, destacándose la disminución de las compras que canalizan a través de los contratos de abastecimiento. Sin duda alguna, es preciso profundizar los mecanismos de incentivos existentes para desarrollar el mercado a término.

De esta forma, a seis años del inicio de la transformación estructural del sector eléctrico se puede sin duda afirmar que se ha alcanzado una base de desarrollo sostenible y estable, que permitirá hacer frente a los desafíos que se vislumbran:

-Un crecimiento esperado de la demanda para los próximos años que se ubicará entre el 4% y el 6% a.a..

Un proceso de integración eléctrico regional en una etapa de avanzado desarrollo donde se prevé exportaciones en el corto plazo a Brasil del orden de 2.000 MW (1.000 ya acordados a partir del año 2.000 y 1.000 adicionales previstos para el 2.001) y 1.000 MW con Chile, aproximadamente.

En este contexto, resulta indispensable avanzar en la utilización de tecnologías alternativas de generación que posibiliten el acceso al consumo de la población rural dispersa que se encuentra alejada de los centros urbanos, en la aplicación de medidas tendientes a minimizar el impacto ambiental que pudiera ocasionar el sector y en el desarrollo de campañas para fomentar el Uso Racional de la Energía.

* Fuente: Informe Anual ENRE - 1998 
              ENRE - Cinco años de Regulación y Control (1993/1998) 
* Diseño de Gráficos: "Memoria de las Privatizaciones" - DNNP