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03/09/10
10:31
DOCUMENTO TÉCNICO Nº1
AGOSTO 2010
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DOCUMENTO TÉCNICO Nº1 - AGOSTO 2010
ENERGIA EN ARGENTINA
Evolución Reciente, Actualidad y
Perspectivas
Diego Mansilla - Guido Perrone
Directora
Felisa Miceli
Integrantes
Agustín Crivelli
Andrés Asiaín
Lorena Putero
Adrián González
Ramón Torres
Grupos de Investigación
Rodrigo López
Cecilia Gárgano
Alejandro Rofman
Javier Pérez
Emilio Rodríguez
Agustín Mario
Guido Perrone
Diego Mansilla
Natasha Sedziszow
Graciela Orfeo
Graciela Barbieri
Jorge Marchini
Las opiniones vertidas en el presente Documento Técnico corresponden
con exclusividad a los autores. El CEMoP no necesariamente coincide con
las mismas. Para consultas dirigirse a [email protected]
ÍNDICE
Introducción
3
1- Energía en Argentina: una mirada general
5
1.1- Argentina en el contexto mundial
5
1.2- Consumo y producción de energía en Argentina
7
2- Hidrocarburos: petróleo y gas natural
17
2.1- Hasta 1989, una historia de intervención estatal
17
2.2- 1989-2001, la larga década de desregulación y privatización
21
2.3- 2002 a la actualidad. ¿Estado intermedio o contradictorio?
27
2.3.1-
Cambios regulatorios
27
2.3.2-
Retenciones
32
2.3.3-
Provincialización
37
2.3.4-
ENARSA
45
2.3.5-
Los planes Petróleo y Gas Plus
50
3- Transporte y distribución de gas natural
53
3.1- Privatización de Gas del Estado
53
3.2- El gas natural desde la devaluación
59
3.2.1-
Las modificaciones regulatorias
60
3.2.2-
La ‘crisis’ de 2004-2005
62
3.2.3-
Los nuevos cargos tarifarios
66
3.2.4-
Tarifas post-devaluación
69
3.3- La Intervención en el gas, una visión de conjunto
4- El sector de energía eléctrica
77
79
4.1- Privatización sector eléctrico
79
4.2- Regulación de la actividad eléctrica
83
4.3- La nueva organización institucional emergente de la reforma
85
4.3.1-
Generación
86
4.3.2-
Transporte
91
4.3.3-
Distribución
93
1
4.4- El sector eléctrico en el período post-Convertibilidad
94
5- Conclusiones
104
6- Anexo
108
7- Bibliografía
112
2
ENERGÍA EN ARGENTINA.
EVOLUCIÓN RECIENTE, EVOLUCIÓN Y PERSPECTIVAS 1
INTRODUCCIÓN
En el presente trabajo se estudiarán la historia energética del país y la situación
actual de la matriz energética. Teniendo en cuenta la producción y el consumo de
energía a nivel nacional, se analizarán la evolución y las perspectivas de las principales
formas energéticas: la producción y consumo de energías primarias (hidrocarburos,
nuclear o energías renovables como la hidroelectricidad) y la distribución y transporte
de energías secundarias (eléctrica o combustibles fósiles). Para ello, resulta importante
tener en cuenta el marco económico, político y social en el que sienta sus bases la
matriz energética actual. Por este motivo, gran parte de la investigación estará centrada
en el funcionamiento del sector energético desde 2003 hasta la actualidad y se hará
hincapié en la política estatal y en los cambios regulatorios que, como se demostrará, no
lograron transformar realmente la estructura sectorial existente.
En este sentido, se presentarán las políticas que simplemente resultaron una
continuación de las anteriores, y se distinguirán aquellas medidas que marcan un
cambio respecto a la situación existente en los períodos previos. De esta manera, se
intentará entender cuáles son los objetivos implícitos de las políticas implementadas
para cada sector energético, sectores necesarios para el crecimiento y el desarrollo a
largo plazo del país.
Cabe aclarar que el hecho de intentar abarcar la problemática energética en su
conjunto implica renunciar a grados de profundidad en las especificidades de cada uno
de los sectores 2 .
1
2
Los autores agradecen la colaboración de Natasha Sedziszow
Este trabajo puede tomarse como un informe inicial que servirá de marco para futuros estudios mucho
más específicos.
3
El presente trabajo está compuesto por cinco capítulos. En el primer capítulo se
analizará, a través de datos históricos y actuales, la situación energética general del país:
el consumo interno, la producción y la exportación, y su inserción internacional.
En el siguiente capítulo se analizará la situación de los hidrocarburos como
energía primaria, el upstream del sector petrolero y gasífero. Es decir, se seguirá la
historia de las etapas de exploración y explotación del recurso hasta la actualidad, según
las distintas políticas que se fueron aplicando sobre las distintas variables del mismo.
No se realiza aquí una revisión exhaustiva de la historia del petróleo y el gas en nuestro
país, sino que se marcan algunos puntos necesarios para comprender la etapa actual.
En el tercer capitulo se analizarán las características de sector gasífero.
Especialmente se hará hincapié en el dowstream (etapas de transporte y distribución),
siguiendo la misma lógica desarrollada en el análisis del upstream. Asimismo se
analizará el impacto de las políticas públicas sobre los distintos usuarios del gas natural,
sobre todo, los residenciales.
En el capitulo cuatro, se estudiarán las tres etapas que componen el sector de
energía eléctrica, teniendo en cuenta su evolución a lo largo del tiempo, su situación
actual y las distintas políticas implementadas en el sector.
Por último, en el último capítulo se expondrán las principales conclusiones de la
investigación, repasando los puntos centrales de cada capítulo.
Para caracterizar a cada uno de los sectores se utilizaron las estadísticas oficiales.
Esto generó una serie de problemas de información. Muchos informes no se
encontraban correctamente actualizados o había datos publicados sin un chequeo
mínimo de congruencia. En líneas generales, las informaciones provenientes de las
empresas son presentadas como estadísticas oficiales a pesar de las serias dudas que se
generan sobre su veracidad y coherencia. Esto es más importante en el upstream
(reservas y extracción de hidrocarburos) que en el downstream (transporte, refinación y
distribución de petróleo y gas natural) y la electricidad. Aún con estas limitaciones de
información, el presente estudio aporta elementos claves para la comprensión del
sistema energético argentino y su evolución en los últimos años.
4
1- ENERGÍA EN ARGENTINA: UNA MIRADA GENERAL
En este capitulo se ubicará a América Latina en el contexto energético mundial
y, desde América Latina, a la Argentina. Se comparará la estructura de consumo y
producción energética de la Argentina con el resto de los países del mundo y los
diferentes pesos relativos que ocupan las energías renovables.
Mientras que durante muchos años nuestro país fue un importador neto de
energía, desde la década de los noventa, Argentina ha logrado su autoabastecimiento,
generando en algunos años grandes saldos exportables. Estos cambios se analizarán
tanto en relación a la energía primaria (las fuentes naturales) como a la secundaria (las
formas en que la energía es efectivamente consumida por los hogares e industrias).
1.1- Argentina en el contexto mundial
En el orden energético mundial, dominado por los grandes países
industrializados, el papel de América Latina es marginal. Al estudiar el consumo de
energía (Gráfico 1) se observa que casi la mitad del consumo mundial de energía en el
año 2007 corresponde a los países desarrollados que integran la OCDE (Organización
para la Cooperación y el Desarrollo Económico ) a pesar de contar con apenas el 18%
de la población mundial. Mientras tanto, lo que se denomina “Resto” (comprendido en
gran medida por la población del continente africano y que representa el 38% de la
población a nivel mundial) consume sólo el 28% de la energía total. Paradójicamente, el
continente africano posee la misma cantidad de población que los países de la OCDE
(14%), pero consume tan sólo el 5% de la energía total mundial. Por su parte, China e
India aumentaron fuertemente su consumo energético en los últimos años a partir del
elevado ritmo de crecimiento industrial, llegando a representar en el año 2008 el 21%
del consumo mundial. No obstante, su nivel de consumo energético por habitante es aún
relativamente bajo, ya que entre ambos países concentran el 37% de la población
mundial.
En ese contexto, América Latina mantiene un consumo sumamente bajo (5%),
pero proporcional a la cantidad de población (7%). Si bien se encuentra lejos de los
estándares que muestran los países desarrollados, América Latina consume anualmente
el mismo nivel de energía que todo el continente africano, a pesar de contar con la mitad
de la población.
5
Gráfico 1 – Total Mundial: Consumo de energía, población y emisiones 2007
100%
90%
28%
60%
RESTO
4%
AMERICA
LATINA
26%
CHINA INDIA
38%
80%
70%
26%
5%
21%
7%
50%
OCDE
40%
37%
30%
20%
46%
10%
45%
18%
0%
Consumo Energía
Población
Emision CO2
Fuente: Elaboración Propia en base a IEA 2009
La situación energética mundial se relaciona cada vez más con el fenómeno del
calentamiento global. Los países desarrollados son los principales emisores de dióxido
de carbono, producto de su enorme consumo de energía. Casi la mitad de los gases de
efecto invernadero son generados por el conjunto de países que integran la OCDE.
China e India, por su parte, emiten algo más de un cuarto del total, por lo que el 45%
restante de la población mundial emite apenas el 30% de los gases. Si bien la relación
entre combustible consumido y emisiones es algo mayor en los países de la OCDE que
en China e India (producto del menor peso de las energías renovables en estos últimos),
resulta evidente que los impactos climáticos provocados por los gases de efecto
invernadero son responsabilidad casi exclusiva de los países industrializados. Esto se
debe a que, además de generar casi la mitad de todo el CO2 que se arroja anualmente a
la atmósfera, los países desarrollados han vertido grandes cantidades de dióxido desde
comienzos de la revolución industrial. En ese contexto, la emisión de dióxido de
carbono por parte de América Latina resulta marginal, y corresponde al 4% del total, lo
que constituye una proporción aún menor que su participación en el consumo
energético. Argentina, por su parte emite apenas un 0,56% (menor aún que su
participación en el consumo mundial de energía), por lo que, en lo que respecta a la
emisión de gases de efecto invernadero, su papel es irrelevante.
Al interior de América Latina, Argentina no se encuentra dentro del conjunto de
países que dominan el orden energético regional. Con tres grandes exportadores de
6
petróleo (México, Venezuela y Ecuador, estos dos últimos miembros de la OPEP) y dos
países que concentran la mayor parte de la población y el consumo energético (México
y Brasil), nuestro país no ocupa un lugar importante. Su relativa baja densidad
poblacional es parcialmente compensada con un consumo energético que es de los
menos eficientes del continente. Una forma de observar el grado de eficiencia
energética es a través del nivel de Intensidad Energética (cantidad de energía consumida
en un año en relación con el Producto Interno Bruto, normalizado por la Paridad de
Poder de Compra). En el Gráfico 2 se puede observar que la Intensidad Energética
argentina, si bien se encuentra alejada de la que presentan los países desarrollados, es
equivalente al promedio mundial y un 55% superior que la de América Latina. Esto
significa que para un producto equivalente, la estructura energética argentina consume
mucha más energía que el resto de los países de Latinoamérica.
Gráfico 2 – Comparación Internacional: Intensidad Energética 2007
AFRICA
CHINA - INDIA
AMERICA LATINA
BRASIL
RESTO
MUNDO
ARGENTINA
OCDE
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
Mboe/PIB
Fuente: Elaboración Propia en base a EIA 2009
1.2- Consumo y producción de energía en Argentina
En este apartado se realizará un análisis de la situación energética general de la
economía argentina considerando el consumo interno, la producción y la exportación.
Para esto se utilizarán los Balances Energéticos Nacionales (BEN) publicados por la
Secretaría de Energía de la Nación. En estos balances se contabilizan todas las formas
de energía disponible, ya sea comercializadas o por autogeneración.
Un primer aspecto a analizar en relación a la situación energética actual, es la
utilización de energía primaria. Es decir, las fuentes naturales de donde proviene la
energía que se consume en el país, independientemente de la forma final con que se la
7
utilice, considerando la producción, la importación y restando las exportaciones. Las
fuentes de energías primarias más importantes están constituidas por los combustibles
fósiles (hidrocarburos y carbón mineral), los elementos nucleares (uranio y plutonio) y
las fuentes renovables (hidroelectricidad, energías eólica, solar, mareomotriz y los
vegetales como la leña y el bagazo, o por el uso de aceites como combustible).
Esta clasificación no coincide exactamente con la utilizada por la Secretaría de
Energía ya que en sus informes no considera a la energía hidroeléctrica como renovable,
a pesar de cumplir la propia definición de ‘energía renovable’ utilizada por la
Secretaría 3 . En ningún momento se explica por qué se deja fuera esta importante fuente
de energía renovable, incluyendo únicamente las “mini-centrales” de escaso potencial.
Gráfico 3 – Argentina: Consumo de energía primaria 2007
Producción de Energía Primaria 2007
Carbó n M ineral
0%
Leña
1%
P etró leo
39%
To tal Reno vable 7%
B agazo
1%
Otro s P rimario s
1%
Energía Hidráulica
4%
To tal
Hidro carburo s
90%
Nuclear
3%
Gas Natural
51%
Energía Hidráulica
Nuclear
Gas Natural
P etró leo
Carbó n M ineral
Leña
B agazo
Otro s P rimario s
Fuente: Elaboración Propia en base a Secretaría de Energía de la Nación (2008)
En el Gráfico 3 queda de manifiesto la elevada dependencia de la estructura
energética argentina de los hidrocarburos (explican el 90% del consumo de energía
primaria), siendo particularmente importante el peso del gas natural. Mientras tanto,
3
“Se denominan energías renovables a aquellas fuentes energéticas basadas en la utilización del sol, el
viento, el agua o la biomasa vegetal o animal. No utilizan, como las convencionales, combustibles
fósiles, sino recursos capaces de renovarse ilimitadamente. Su impacto ambiental es de menor
magnitud dado que además de no emplear recursos finitos, no generan contaminantes.” Secretaría de
Energía (2004). Cabe aclarar que esta definición resulta inadecuada, ya que, en un sentido estricto,
todas las formas energía (al igual que las actividades humanas en general) siempre generan cierto nivel
de contaminantes.
8
apenas el 7% de la energía primaria consumida corresponde a fuentes renovables,
correspondiendo a la energía hidroeléctrica más de la mitad.
La preponderancia del gas natural en la matriz energética nacional tiene dos
caras. Por un lado se focaliza el consumo de un recurso natural no renovable cuyo
precio, si bien no existe un mercado internacional de referencia, no es indemne a las
grandes variaciones del precio del petróleo. Además, su uso específico para calefacción
hace de su demanda una variable fuertemente estacional, lo que genera inconvenientes
en los momentos de pico y grandes capacidades ociosas en los momentos de valle, ya
que es técnica y económicamente de muy difícil acopio. Por otro lado, constituye una
fuente relativamente limpia (en relación con el carbón y el petróleo) y mucho más
abundante en nuestro país que el petróleo, por lo que su adopción resulta racional tanto
desde lo económico como desde lo estratégico. La adopción del gas natural fue producto
de una política energética activa que incentivó el consumo de hidrocarburos gaseosos.
Lejos de moderarse, la dependencia de los hidrocarburos ha tendido a
profundizarse en las últimas décadas. En el año 1985, el peso de los hidrocarburos en el
total del consumo energético era del 85%. Este incremento en la importancia relativa
fue resultado de que el mayor nivel de la demanda energética (especialmente en el
consumo de energía eléctrica) fue cubierto fundamentalmente por la instalación de
generadores térmicos a base de gas natural, al tiempo que se frenaron las obras de
energías alternativas, como la cancelación del plan nuclear y la paralización de las
grandes hidroeléctricas 4 , que si bien se retomaron en los últimos años todavía no
impactan en la generación.
El grado de dependencia de los hidrocarburos en la matriz energética argentina
es alto si se consideran los parámetros internacionales. En el 2008, el 58,9% de la
energía consumida en el mundo tuvo a los hidrocarburos como fuente primaria 5 , es
decir, casi 30 puntos porcentuales menos que en Argentina. Además, se invirtió la
importancia del petróleo y el gas natural. Mientras que en nuestro país, el gas representa
más de la mitad de la energía utilizada; a nivel mundial, su uso apenas llega al 24%. Si
bien, tanto la energía hidroeléctrica como la nuclear duplican la participación argentina,
la diferencia fundamental radica en el uso intensivo que el resto del mundo hace del
4
5
Explicaremos este proceso de ‘gasificación’ de la generación eléctrica en el apartado referido a la
Energía Eléctrica.
BP Statistical Review of World Energy 2009. Cabe aclarar que en este trabajo, las fuentes primarias
(como los agrocombustibles o la leña y el bagazo) y las ‘renovables’ (como la solar o la eólica) son
irrelevantes.
9
carbón mineral, que explica casi el 29% del consumo total de energía mientras que en
Argentina no alcanza a cubrir el 1%. En la actualidad, sólo una central térmica ubicada
en San Nicolás utiliza carbón mineral como combustible en Argentina. Una segunda
central a carbón en las inmediaciones de la principal mina carbonífera del país, Pico
Truncado, se encuentra en proceso de construcción, por lo que es de esperar que en los
próximos años la utilización carbón en la generación eléctrica se incremente.
Entendemos que los datos presentados acerca del aporte más que marginal de nuestro
país en la emisión de gases de efecto invernadero, invalidan las críticas a la
construcción de este tipo de centrales por su contribución al calentamiento global.
Este análisis se centra en la Oferta Primaria de energía, la que debe ser
transformada para su consumo útil. Para ver de qué manera esta energía llega a los
hogares, al transporte y la industria, debe analizarse la demanda final.
Gráfico 4 – Argentina: Consumo final de energía 2007
Carbón y Leña
8%
Electricidad
13%
Combustibles de petróleo 26%
Otros Gases
6%
Gas Natural
47%
Combustibles de petróleo Otros Gases
Carbón y Leña
Gas Natural
Electricidad
Fuente: Elaboración Propia en base a Secretaría de Energía de la Nación (2008)
Como se observa en el Gráfico 4, el principal consumo energético continúa
siendo el Gas Natural, seguido por los Combustibles derivados del petróleo. Apenas el
13% de los requerimientos energéticos finales son cubiertos por electricidad. Cabe
aclarar que parte importante de la electricidad se produce mediante la quema de gas
natural o combustibles. El consumo final de energía a nivel general, sin embargo, varía
en gran medida si tomamos en cuenta los diferentes sectores que la utilizan.
10
Gráfico 5 – Argentina: Distribución por sectores de consumo final de energía 2007
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Residencial
Industria
Combustibles de petróleo Gas Natural
Electricidad
Carbón y Leña
Transporte
Otros Gases
Fuente: Elaboración Propia en base a Secretaría de Energía de la Nación (2008)
El Gráfico 5 muestra que, a nivel de consumo final, tanto para los hogares como
para las industrias, los hidrocarburos constituyen el principal consumo energético. El
mayor consumo directo de hidrocarburos genera un menor consumo de energía eléctrica
(que ronda entre el 20% y el 25% en ambos) que el que existe a nivel internacional.
Este elemento es un factor relevante ya que indica que la energía eléctrica tiene
una amplia posibilidad de expansión en nuestro país, capaz de reemplazar el consumo
directo de otros combustibles. La electricidad permite una mayor diversificación del
consumo de energía primaria, y combinar recursos no renovables, como el gas y el
petróleo, con renovables, como la hidroelectricidad o la generación solar o eólica.
Sin embargo, deben tenerse en cuenta las particularidades del sistema eléctrico.
Por un lado, la electricidad no es una fuente energética, sino un intermediario entre una
forma de energía primaria y el consumo final. Por otro lado, por cuestiones técnicas
resulta prácticamente imposible su almacenamiento en grandes cantidades. Por esta
razón, toda la energía que se consume debe ser generada, transportada y distribuida en
el instante mismo en que se demanda. Así, cada vez que se prende una lamparita, una
central térmica o una hidroeléctrica debe estar generando los watts necesarios. Esto es
11
fundamental ya que implica que el consumo de energía eléctrica cuenta con grandes
variaciones tanto anuales como diarias, con picos muy marcados. Por tanto, es relevante
la potencia máxima que puede afrontar el sistema ya que deberá alcanzar para cubrir el
pico de mayor consumo.
Un concepto importante para estudiar las fuentes energéticas es el ‘factor de
carga’. Esto es el porcentaje de tiempo que una fuente está capacitada para proveer
energía. Las generadoras con mayor factor de carga son las nucleares (que sólo se
detienen para alguna parada técnica de mantenimiento), mientras que las solares apenas
pueden generar electricidad en las horas de sol. Como es necesaria la simultaneidad
entre generación y demanda de energía eléctrica, esto no es un detalle menor ya que
además del porcentaje de tiempo en que una fuente genera energía, es muy importante
saber en qué momento lo hace. Retomando el caso de las centrales solares, no sólo
tienen un factor de carga bajo sino que no son capaces de generar electricidad en los
momentos de mayor demanda, durante las primeras horas de la noche.
A su vez, en la comparación internacional es remarcable la elevada utilización
de gas natural, ya sea para consumo residencial como industrial. Se observa de esta
manera el reemplazo de electricidad por gas natural (más eficiente y barato en nuestro
país) en la calefacción, cocina y como combustible en hogares e industrias. Además, la
fuerte presencia de ‘otros gases’ hace referencia a la utilización de gas licuado (la
conocida ‘garrafa’) en hogares sin acceso a la red de transporte y distribución de gas
natural. Es decir, todavía existe una importante posibilidad de expansión del consumo
de gas natural, del orden del 15% del consumo total. En el caso de la industria, el
elevado porcentaje de utilización del gas natural (51%) subestima las necesidades del
sector por los recurrentes recortes en el suministro, tema que se abordará posteriormente
Por ejemplo, en el año 2006 el uso de gas natural en la industria llegó al 58%, por lo que
también aquí existe una demanda insatisfecha.
Un punto importante para estudiar las necesidades energéticas presentes y
futuras es analizar el comercio exterior. A pesar de que varios indicadores muestran que
la estructura energética presenta limitaciones y de que suele sostenerse que Argentina
deberá recurrir a la importación de energía en el corto plazo, actualmente nuestro país es
un exportador neto de energía tanto primaria como secundaria (Gráficos 6 y 7).
12
Gráfico 6 – Argentina: Evolución del comercio exterior de energía primaria
16.000
40%
14.000
35%
12.000
30%
10.000
25%
8.000
20%
6.000
15%
4.000
10%
2.000
5%
0
0%
‐2.000
‐4.000
‐5%
1987
G as Natural
1991
P etróleo
1995
1999
C arbón Mineral
2003
2007
‐10%
T otal E xportado s obre P roducción
Fuente: Elaboración propia en base a Secretaría de Energía de la Nación (2008) en Miles de toneladas equivalentes de petróleo y %
Como se observa, a partir de la década del noventa, Argentina pasa a ser
exportador neto de energía debido al gran peso de sus ventas externas de petróleo crudo.
Desde mediados de esa década, se suman las exportaciones netas de gas natural, que
históricamente habían sido deficitarias. De esta forma, en el año 2003 se envía al
exterior casi el 20% del total de la energía producida en el país. Para el año 2007, se han
reducido fuertemente los saldos exportables de petróleo y el gas vuelve a ser deficitario
debido a la limitación de las exportaciones a Chile y la renovación de las importaciones
desde Bolivia. No obstante, el balance general continúa siendo superavitario.
En cuanto a la energía secundaria, se observa una evolución similar (ver Gráfico
7). A partir de 1991, la balanza energética se torna positiva gracias a las exportaciones
de combustibles líquidos derivados de petróleo (principalmente naftas). El incremento
en las exportaciones fue de tal magnitud que no sólo alcanzó a compensar las históricas
importaciones de gas oil que nuestro país realiza en invierno y época de siembra y
cosecha, sino que superó ampliamente ese nivel. El único rubro que continúa siendo
deficitario es la energía eléctrica, debido a la compra de energía de Yaciretá a Paraguay
y, en los últimos años, a los envíos desde Brasil para sostener la demanda en los meses
de mayor consumo.
13
Gráfico 7 – Argentina: Evolución del comercio exterior de energía secundaria
7.000
40%
35%
6.000
30%
5.000
25%
4.000
20%
3.000
15%
10%
2.000
5%
1.000
0%
-1.000
-5%
1987
1991
1995
1999
Combustibles de petróleo
Otros Gases
Carbón y Leña
2003
2007
Gas Natural
Electricidad
Total Exportado sobre Producción
Fuente: Elaboración propia en base a Secretaría de Energía de la Nación (2008) en Miles de toneladas equivalentes de petróleo y %
Por otro lado, se observa que en el año 2007 la balanza comercial de gas natural
resulta positiva, a pesar de que en el Gráfico 6 –que corresponde a energía primariadicho fluido mostraba un resultado negativo. La diferencia radica que se considera al
gas natural como energía primaria hasta su tratamiento y extracción de líquidos y otros
gases, momento en que pasa a ser considerado ‘gas seco’ distribuido por redes. En el
2007, parte de las exportaciones de Gas Natural fueron de ‘gas seco’ por lo que fueron
contabilizadas como exportaciones de energía secundaria mientras que las
importaciones desde Bolivia fueron de gas natural, sin tratamiento previo.
Como los datos de las Balanzas Energéticas Nacionales normalizan los
consumos a ktep (miles de Toneladas Equivalentes de Petróleo), es posible agregar los
datos de la balanza energética y relacionarlos con el consumo total para cada uno de los
años. Los resultados pueden observase en el Gráfico 8.
14
-10%
Gráfico 8 – Argentina: Evolución del comercio exterior y consumo de energía
70%
60.000
60%
50.000
50%
40.000
40%
30.000
30%
20.000
20%
10%
10.000
0%
-
-10%
-10.000
-20%
1987
Exporación
1991
1995
Consumo
1999
2003
2007
Total Exportado sobre Consumo
Fuente: Elaboración propia en base a Secretaría de Energía de la Nación (2008) en Miles de toneladas equivalentes de petróleo y %
Como se mencionó, desde la década del 90, la balanza energética se tornó
superavitaria gracias a la rápida expansión de las exportaciones, especialmente de
hidrocarburos. El consumo de energía se mantuvo prácticamente constante, mostrando
un crecimiento de apenas un 25% desde 1987 a 2003, lo que corresponde a una tasa
anual del 1,4%. Por tanto, la relación entre exportaciones netas y consumo pasó de 10% en 1987 a 60% en 2003. Es decir, en dicho año Argentina exportaba más de la
mitad de la energía que consumía. En cambio, a partir del 2003 el nivel de actividad
interno mostró un fuerte dinamismo, la producción industrial se recompuso y esto fue
acompañado por un mayor consumo de energía. Entre 2003 y 2007 el consumo de
energía aumentó un 30%, a una tasa anual de 6,7%, es decir, casi cinco veces superior a
la tasa de los anteriores quince años. Como consecuencia del mayor consumo, se
incrementaron las importaciones y se redujeron los saldos exportables, lo que disminuyó
significativamente el superávit energético nacional para 2007, aunque el balance
continuó siendo positivo. Debido al aumento del consumo y el menor superávit, la
relación exportación neta-consumo energético se redujo al 16%.
A partir de la información presentada hasta el momento, es posible realizar una
caracterización general de la situación energética argentina. Como ya fue mencionado,
la matriz energética nacional mantiene una fuerte dependencia estructural de los
hidrocarburos, especialmente del gas natural. Casi el 90% de la energía que se consume
15
internamente tiene como fuente el petróleo o el gas natural. Comparando estos valores
con los niveles internacionales, la principal diferencia radica en el mayor uso de gas
natural en lugar de carbón natural como energía primaria, y de electricidad en el
consumo final de familias e industrias. Aún más, los valores de consumo interno que
muestran las estadísticas esconden el verdadero peso del gas natural en la estructura
energética, ya que, tanto en el consumo residencial como en el industrial, existe una
importante demanda insatisfecha. Si bien el mayor consumo de gas natural es
congruente con el elevado nivel de reservas y sus menores costos (tanto económicos
como ecológicos), en los últimos tiempos la situación ha cambiado. Actualmente, es
difícil sostener el elevado ritmo de crecimiento del consumo recurriendo solamente a la
producción interna, lo que lleva a reanudar las importaciones de gas, a realizar cortes en
el suministro al sector industrial y a sustituirlo por combustibles derivados del petróleo.
El recurso de la importación de gas natural, sin embargo, se encuentra limitado,
debido a que por sus características técnicas, es muy difícil de comerciar
internacionalmente. A diferencia del petróleo crudo, sus derivados o el carbón mineral
que se comercializan principalmente por vía marítima, el gas natural es transportado
principalmente por gasoductos puesto que su transporte marítimo en barcos ‘metaneros’
es muy costoso pues se necesitan plantas industriales que licuen el gas en los puertos de
salida y de llegada. Por este motivo, son necesarios contratos de largo plazo entre
compradores y vendedores pues los gasoductos constituyen un ‘costo hundido’ muy
importante. En este sentido, es un error considerar al gas natural como una mercancía
estandarizada, debido a que no existe un precio internacional como en el caso del
petróleo o el carbón. El precio de importación en cada país se encuentra fuertemente
condicionado por la localización y los costos de transporte ya que las ventas a través de
largas distancias son muy escasas. Esto refuerza aún más el argumento de que las
exportaciones de gas natural iniciadas durante la década de los noventa fueron un claro
error estratégico.
Ante estas circunstancias, comprendemos que para efectuar un tratamiento
acertado del estado del sector energético en la Argentina, debemos estudiar en primer
lugar las principales fuentes de energía. Por este motivo, se analizarán en detalle la
situación actual, historia reciente y las perspectivas de los hidrocarburos y la energía
eléctrica, remarcando tanto las similitudes como las características y dinámicas propias
de los diferentes sectores.
16
2- HIDROCARBUROS: PETRÓLEO Y GAS NATURAL
En este capitulo, se estudiarán los hidrocarburos como energía primaria, lo que
se conoce como el upstream del sector petrolero y gasífero. Es decir, se analizarán las
etapas de exploración y explotación del recurso. No se realizará una revisión exhaustiva
de la historia del petróleo y el gas en nuestro país, sino se marcarán algunos puntos que
resultan esenciales para comprender la situación actual.
En Argentina, los yacimientos normalmente contienen tanto gas natural como
petróleo; lo que los hace ‘petroleros’ o ‘gasíferos’ es la proporción en que se encuentran
estos hidrocarburos. Es por esta razón, que debemos analizar ambos hidrocarburos en
forma conjunta ya que en los yacimientos y al momento de la extracción, es muy difícil
separar el gas natural del petróleo.
2.1- Hasta 1989: Una Historia de Intervención Estatal
El conocimiento de la existencia de petróleo en territorio argentino, e incluso su
utilización con fines productivos, se remonta a muchos años antes de su descubrimiento
‘oficial’ en 1907. Sin embargo, la historia petrolera argentina nace de la mano del
Estado Nacional a partir de la explotación en Comodoro Rivadavia. La respuesta del
gobierno argentino al descubrimiento de petróleo en suelo chubutense fue rápida y
drástica. El Estado nacional impidió, mediante un decreto del entonces presidente
Figueroa Alcorta, que los privados solicitaran concesiones en un radio de 5 leguas del
pozo estatal, medida que se basaba en la Ley de Minas vigente.
En el año 1922 se creó Yacimientos Petrolíferos Fiscales (Y.P.F.) bajo la
dirección del Gral. Enrique Mosconi. Esta empresa se transformó en la primera
petrolera estatal del mundo y sirvió como modelo de empresa integrada y eficiente a
toda América. En este sentido, Mosconi veía al petróleo como un ‘caso testigo’ de la
independencia económica en contra de los trusts internacionales, e identificaba a Y.P.F.
con el patriotismo argentino y a cada empleado como un “soldado civil” 6 . La empresa
estatal, al ser la única en integrar todas las etapas del proceso productivo, buscó regular
todo el mercado petrolero. En 1929 sorprendió al mercado de derivados disminuyendo
drásticamente el precio de la gasolina, obligando forzosamente a las distribuidoras
extranjeras que se habían dividido el mercado, Standard Oil y Royal Dutch-Shell, a
6
Solberg (1986)
17
acompañarla. A partir de este momento, Y.P.F. mantuvo los precios de los combustibles
en niveles relativamente bajos.
Los objetivos eran que los menores costos de los combustibles constituyeran un
incentivo para la incipiente industrialización y que los consumidores no tuvieran que
abonar los precios internacionales, a pesar de que se siguiera importando parte del
petróleo consumido. En la medida en que fue avanzando el proceso de Industrialización
por Sustitución de Importaciones (ISI), los precios de los combustibles pudieron seguir
siendo sostenidos en niveles bajos, evidenciando una clara política de fomento al
desarrollo industrial. Esto contribuyó al constante aumento de la importancia del
petróleo en la matriz energética, especialmente a partir del mayor consumo industrial y
al reemplazo del carbón por petróleo.
Durante la Segunda Guerra Mundial (1939-1945), y a pesar de los problemas
económicos y de la imposibilidad de conseguir equipos del exterior, la extracción de
petróleo se expandió un 22%. Sin embargo, este crecimiento fue mucho menor al de la
demanda, y para 1944 -el año en que la crisis fue más marcada- el petróleo nacional
apenas representó el 31% del consumo interno total. Fue durante el primer gobierno
peronista cuando se retomó el camino del fortalecimiento de la industria
hidrocarburífera nacional y se consolidó a Y.P.F. ante la acuciante crisis energética que
enfrentaba la economía argentina.
Dos hechos fundamentales marcaron a la industria petrolera durante los
gobiernos peronistas. Uno pudo haber modificado la historia de los recursos naturales
pero no sobrevivió al golpe del ’55, y el otro cambió la matriz energética argentina.
Mientras que el artículo 40 de la Constitución del ’49, que establecía que los
yacimientos de hidrocarburos son “bienes imprescindibles e inalienables de la Nación”,
no llegó a modificar la estructura del sector ni el peso de las empresas privadas en la
extracción, la creación de Gas del Estado en 1946 fue un hecho trascendental para las
futuras generaciones. La nueva empresa tuvo el monopolio del transporte y de la
distribución del gas, quedando la extracción en manos de Y.P.F. Gas del Estado
inauguró en 1949 el primer gasoducto nacional que unía Comodoro Rivadavia con
Buenos Aires, y que fuera el más largo del mundo en su tipo, sin necesidad de recurrir
al financiamiento externo.
El precio del gas era deliberadamente bajo debido a una política industrializadora
que intentaba gasificar a todo el país, permitiendo a su vez que Gas del Estado
sostuviera tarifas reducidas para los consumidores y lograra una rápida extensión del
18
uso del gas natural en la Argentina. De esta forma, se sustituyeron por gas natural
diversos derivados del petróleo, como el kerosén y GLP en el consumo doméstico, y el
fuel oil y el diesel oil en la industria y la generación eléctrica, los cuales eran más caros,
más contaminantes y dependían del petróleo importado.
Las primeras reformas ‘privatizadoras’ que comenzaron a transformar el sector
hidrocarburífero nacional nacieron con la dictadura de Onganía, que otorgó grandes
yacimientos de Y.P.F. a empresas privadas, sin exigir ninguna contraprestación 7 . Así es
como por ejemplo, el yacimiento de Anticlinal Grande-Cerro Dragón que actualmente
cuenta con el 30% de las reservas de petróleo de nuestro país 8 pasa a manos de la
norteamericana Amoco.
No obstante, fue a partir de la dictadura instaurada en 1976 que se implementaron
cambios claramente dirigidos a atacar a las empresas públicas del sector y a favorecer a
las empresas privadas, en concordancia con políticas de corte neoliberal y con el modelo
desindustrializador impuesto desde entonces.
Nuevas áreas fueron entregadas a manos privadas sin exigir contraprestación
alguna, a la vez que la empresa estatal debía adquirir el petróleo extraído (que había
sido descubierto por Y.P.F.) a valores mayores a sus propios costos, y en algunos casos
superiores al precio internacional. Además, tanto Y.P.F. como Gas del Estado, fueron
vilmente endeudadas por el ministro de economía Martínez de Hoz para financiar con
divisas la implementación de la ‘tablita cambiaria’ y la fuga de capitales al exterior. A
pesar de no necesitar financiamiento, Y.P.F. multiplicó por doce su deuda externa entre
1975 y 1983, llegando a concentrar al fin de la dictadura militar, el 18% de la deuda
externa pública del país sin que hubiera llegado un solo dólar a las arcas de la empresa.
De esta manera, ambas empresas empezaron a decaer, víctimas del abandono estatal y
de una política activa orientada a beneficiar a los grandes grupos económicos.
A pesar de tener que enfrentar serios condicionamientos financieros las empresas
estatales continuaron con las inversiones tanto en exploración como en la expansión del
sistema de transporte de gas. El descubrimiento del yacimiento gasífero de Loma de la
7
8
Los contratos de Frondizi resultan controversiales, ya que existen posiciones que los ven como las
primeras entregas del petróleo nacional a manos extranjeras mientras otros reconocen las dificultades y
las consideran medidas pragmáticas que lograron disminuir la dependencia de petróleo importado.
Esos contratos fueron anulados por Illia cumpliendo su promesa electoral. Ver las distintas posturas en
Bernal (2005), Sábato (1974) o Calleja (2003).
Pan American Energy, continuadora de Amoco y subsidiaria de la BP (British Petroleum), cuenta con
la concesión de dicho yacimiento hasta el 2047, por lo que a pesar de haber sido descubierto por
Y.P.F., Cerro Dragón cumplirá 80 años en manos extrajeras. Más adelante se darán detalles de la
prórroga que lo permitió.
19
Lata en 1975, resultó un hito en la historia energética nacional. Este mega-yacimiento
neuquino logró que las reservas de gas natural duplicaran a las de petróleo, cuando la
situación previa era la inversa. Esto motivó una serie de políticas activas de parte del
Estado para reemplazar el petróleo por gas natural. En este sentido, se pueden
mencionar la transformación a gas natural de las centrales térmicas para la generación
de energía eléctrica (en lugar de depender de combustibles líquidos) y el proyecto "Gas
Natural Comprimido" para sustituir naftas y gasoil por GNC, política que continúa en la
actualidad, e hizo que Argentina fuera uno de los países con mayor parque automotor
propulsado por gas natural del mundo.
Durante la década de los ochenta, estas empresas estatales sufrieron fuertemente la
crisis de la deuda que sacudió a las economías periféricas ya que tanto Y.P.F. como Gas
del Estado enfrentaron severos problemas financieros producto del elevado
endeudamiento heredado de la política económica de la dictadura. No obstante, a lo
largo de esa década se continuó con la política de inversión en la expansión del sistema,
la generalización del suministro y el mantenimiento de precios relativamente bajos.
A pesar del deterioro financiero, Gas del Estado mostraba un buen desempeño
técnico-económico, manteniendo desde 1960 hasta 1990 tanto el ritmo de crecimiento
del gas entregado (11% anual) como el número de usuarios (5,8% contra el 1,6% de
crecimiento de la población) e incrementando la capacidad de transporte 9 .
Por otro lado, la renta hidrocarburífera era captada por el Estado y redistribuida
por diversos canales. En este sentido, se crearon varios impuestos sobre los derivados
del petróleo que contribuyeron al desarrollo nacional, a costa de perjudicar a las
empresas estatales ya que aumentaban sus tarifas sin que se modificaran sus ingresos.
Además de las regalías a las provincias, los derivados del petróleo generaban impuestos
que financiaban los ferrocarriles, vialidad nacional (rutas y autopistas), el Fondo
Nacional de Energía y el Fondo Nacional de Grandes Obras Eléctricas (por el que se
construyeron represas hidroeléctricas, centrales atómicas y obras de infraestructura
eléctrica), el Tesoro Nacional y el Sistema de Seguridad Social. En 1983, el Impuesto a
los Combustibles Líquidos llegó a representar el 21% de los ingresos tributarios totales
del país.
Hemos caracterizado a esta etapa como de fuerte intervención estatal. Desde 1907
la participación del Estado como regulador fue fundamental, a pesar de las fuertes
9
Kozulj (2000)
20
diferencias políticas de los gobiernos que se sucedieron. La presencia estatal en la
energía fue sostenida como una política de estado tanto por liberales, radicales y
peronistas. Como ejemplo, cabe mencionar que fueron gobiernos liberales tanto los que
modificaron la legislación para garantizar el dominio estatal (Figueroa Alcorta) como
los que crearon Y.P.F. como empresa petrolera pública (Alvear).
En este período, el Estado impuso fuertemente sus objetivos macroeconómicos en
los hidrocarburos y favoreció el modelo de acumulación imperante: se encargó de las
inversiones necesarias para garantizar el mantenimiento del recurso, manejó los precios
y las disponibilidades de crudo para cada refinadora, y decidió las cantidades extraídas
tanto mediante su papel de regulador del mercado, como de actor productivo por medio
de Y.P.F.
El autoabastecimiento petrolero fue considerado un objetivo estratégico, por lo
que las exportaciones de petróleo crudo sin elaboración estuvieron prohibidas. En líneas
generales, el rol del sector privado fue muy reducido y quedó incapacitado para
competir con Y.P.F. y con poco poder de decisión real sobre la producción, el destino
del petróleo, su precio, entre otros. Aún durante el proceso de apertura de la economía y
de reformas estructurales implementadas por la dictadura de Videla, tendientes a
desmantelar el aparato industrial de la Industrialización por Sustitución de
Importaciones (ISI), la estructura básica del sector se mantuvo vigente, así como la
importancia de la intervención por parte del Estado. Hasta la década del noventa, las
políticas neoliberales no lograron modificar la concepción del petróleo como insumo
estratégico ni avanzar en la privatización de las empresas públicas.
2.2- Entre 1989-2001: La larga década de desregulación y privatización
Las medidas neoliberales llevadas a cabo durante los gobiernos de Menem,
desde los primeros días de su mandato, se propusieron transformar estructuralmente el
funcionamiento de la economía argentina, dando cierre a los procesos iniciados por la
dictadura militar en los años setenta y en línea del decálogo propuesto por el Consenso
de Washington 10 . En esta década, se afianzó un nuevo modelo de acumulación
10
Recordemos que el Consenso de Washington reunía las exigencias que los organismos multilaterales
(fundamentalmente el Fondo Monetario Internacional y el Banco Mundial) impusieron a los países
periféricos luego de la crisis de la deuda. Sus diez “mandamientos”, que incluían el retiro del estado, la
desregulación total de los mercados y el desmantelamiento de las políticas de industrialización, fueron
implementadas por los países de América Latina durante la década de los noventa, siendo Argentina el
“alumno ejemplar” en estas reformas.
21
sustentado en la valorización financiera, que tuvo como requisito la apertura irrestricta a
bienes y capitales extranjeros, la implementación de medidas tendientes a lograr la
desregulación en todos los mercados y la privatización de sectores estratégicos
manejados por el Estado. El corolario de tal programa económico fue un notable
crecimiento del endeudamiento externo tanto por parte del sector público como del
privado, así como un fuerte proceso de concentración económica y una distribución
crecientemente regresiva del ingreso, apoyado en el Plan de Convertibilidad, que
necesitaba grandes recursos financieros y los obtuvo con la acelerada privatización de
las empresas públicas. El objetivo fue la retirada drástica del Estado de la ‘esfera
económica’, dejando que el libre juego del ‘mercado’ distribuyera eficientemente los
recursos. Sin embargo, más allá de los elementos discursivos y de lo que sostiene la
teoría económica tradicional, se puede divisar en esta etapa un fuerte y claro
intervencionismo estatal. El Estado no desapareció de la esfera económica, sino que
cambió su forma de intervención, abandonando el modelo industrialista e implantando
activamente un nuevo modelo de acumulación 11 .
En este marco, el sector energético fue uno de los primeros que sufrió las drásticas
transformaciones de las ‘reformas de primera generación’. El elemento clave de estas
modificaciones fue desarticular la participación del Estado en el sector energético,
entregar al sector privado no sólo las empresas sino también la propia política
energética e hidrocarburífera, negar de esta forma cualquier posibilidad de planificación
energética. Sin ser considerado un sector estratégico, la energía pasó a depender de los
vaivenes del mercado, donde precios y ganancias resultan indicadores de “eficiencia”.
Se orquestó un plan para negar la importancia estratégica de los hidrocarburos como
recursos no renovables e insumos de la industria y reconocer únicamente su valor
‘económico’. El petróleo y el gas fueron considerados meras mercancías, commodities
exportables sin valor agregado y a un precio estipulado en los mercados
internacionales 12 .
Con este objetivo comenzó la desregulación del sector energético apenas unos
meses después de la asunción del gobierno de Menem. Entre octubre y diciembre de
1989 se firmaron tres decretos (N° 1.055/89, N° 1.212/89 y N° 1.589/89) que cambiaron
drásticamente la estructura del sector y que aún continúan vigentes, guiando la política
petrolera en beneficio de empresas privadas extranjeras. Estos decretos convirtieron los
11
12
Abeles (1999), Thwaites Rey (2003)
Mansilla (2007b)
22
anteriores contratos de exploración y explotación en concesiones con libre
disponibilidad, por lo que las empresas que antes dependían de Y.P.F. pasaron a
controlar libremente el petróleo extraído, sin abonar un centavo a la empresa estatal (a
pesar de ser ésta quien había descubierto los yacimientos) y sin ninguna preocupación
por el mantenimiento de las reservas.
Para brindar mayor libertad de acción al sector privado, se comenzó a
desmembrar a Y.P.F. mediante la venta de sus activos (refinerías, buques, parte del
sistema de transporte como gasoductos y petroductos y porcentajes de participación en
sus yacimientos más importantes). Conjuntamente, se instauró un sistema nefasto por el
cual las empresas pudieron declarar el nivel de reservas sin ningún control del Poder
Ejecutivo. Por esta razón, desde ese año, nuestro país carece de información confiable
sobre cuánta es realmente la riqueza natural en manos de las empresas privadas. Y, dado
que muchas de las empresas que manejan el petróleo argentino cotizan en la bolsa
norteamericana (tales como Repsol, Chevron, BP o Petrobras), desde la desregulación,
el control de las reservas pasa más por la S.E.C. (organismo de control de la bolsa de
Nueva York) que por la Secretaría de Energía de la Nación.
A su vez, como la ley de hidrocarburos aún vigente (dictada por Onganía en
1967) restringía la concentración de las empresas impidiendo que una petrolera
poseyera más de cinco concesiones, el Decreto 1212/89 estipuló que se presentaría un
proyecto de ley para anular esta restricción. Dicho proyecto nunca se concretó, por lo
que la restricción jamás fue derogada. A pesar de eso, este punto jamás fue controlado y
en la actualidad, las petroleras violan la ley. Para obviar esta restricción, se interpreta
que cada consorcio concesionario es distinto sólo con que cambie la participación de las
empresas, lo que es un error ya que la ley de hidrocarburos estipula que la limitación
incluye las áreas concesionadas “ya sea directa o indirectamente y cualquiera sea su
origen” 13 . No obstante, existen petroleras que violan aún esta versión ‘laxa’ de la
restricción. Por ejemplo, Petrobras es único titular de más de quince concesiones,
además de participar en otras veinte; Oxy es único titular de más de siete, además de
participar en otras trece, etc.
La desregulación de 1989 fue completada en la década siguiente con la
privatización de las empresas estatales (Y.P.F. y Gas del Estado en los hidrocarburos,
Aguas y Energía y las distribuidoras de energía eléctrica como SEGBA). Para su venta,
13
Art. 25 y 34, Ley 17.319/67
23
Y.P.F. debió ser fragmentada mediante la venta de sus activos ‘no estratégicos’: tres
destilerías (Campo Durán, San Lorenzo y Dock Sud), equipos exploratorios, oleoductos,
buques y el centro de investigación y desarrollo tecnológico, al tiempo que se redujo
drásticamente el número de empleados. Es decir, los activos necesarios para buscar
reservas (principal activo de una petrolera), las refinerías para agregarle valor al
petróleo y el centro de I+D, donde se generaba conocimiento nacional se vendieron al
no ser considerados ‘estratégicos’. Queda claro que estas medidas corresponden con el
direccionamiento del petróleo como una commodity y que, parafraseando a Martínez de
Hoz, “lo mismo producir petróleo o caramelos”. El achicamiento de la empresa incluyó
un recálculo de las reservas, efectuado en 1990 por parte de una consultora privada
(Gaffney, Clines & Asociados), que borró el 29% de las reservas probadas de petróleo y
el 28% de las de gas natural. Cuando las reservas pasaron al sector privado, los niveles
‘pre auditoria’ se recuperaron como por arte de magia, demostrando que el único
objetivo del recálculo fue bajar el precio de venta de Y.P.F.
Finalmente, la Ley 24.145/92 federalizó las reservas de hidrocarburos
transfiriéndolas a las provincias y dispuso la privatización de YPF 14 . La federalización
de la propiedad de las reservas de hidrocarburos fue confirmada posteriormente en la
reforma de la Constitución Nacional de 1994, de orientación totalmente opuesta a la
anterior Constitución de 1949. Dicha ley, además, ‘regaló’ tres años de concesión a
todos los yacimientos, ya que los veinticinco años de vigencia de las licencias que
norma la ley 17.319, corren desde la promulgación de la ley y no desde 1989, cuando
las mismas comenzaron. Ese mismo año, se promulgó la Ley N° 24.076/92 de
privatización de Gas del Estado (que ya había sido iniciada con el Decreto N° 48/91) 15 .
La petrolera estatal fue valuada en apenas 6.700 millones de dólares, menos de dos
veces su facturación anual, haciendo evidente la grave subvaluación que sufrió la
empresa. En el año 1998, la empresa española Repsol se hizo cargo del control de YPF
S.A. comprando gran parte de las acciones del Estado y haciéndose de casi el 100% de
la compañía al año siguiente. En esta operación fue imprescindible el apoyo de La
Caixa y el BBVA, importantes accionistas de Repsol. Según Kozulj (2002), la
privatización de Y.P.F. recaudó algo más de 20.000 millones de dólares, de los cuales el
14
La empresa Y.P.F. (Yacimientos Petrolíferos Fiscales) fue convertida en una Sociedad Anónima (YPF
S.A.) por el Decreto Nº 2.778 del 31/12/1990. Desde entonces, las letras YPF dejaron de ser una sigla
para transformarse en un nombre de fantasía.
15
Tanto este proceso privatizador como el de las empresas de energía eléctrica se analizarán en forma
detallada más adelante.
24
Estado Nacional solo percibió 8.000 millones y 1.000 las provincias, es decir apenas
40% del total.
La compra de YPF por parte de Repsol significó la mayor entrada de capital
europeo de la década, a la vez que garantizó a la multinacional española el dominio de
toda la cadena hidrocarburífera argentina desde las reservas hasta el transporte,
destilación y distribución de petróleo y gas. Si bien su liderazgo viene disminuyendo
año a año, YPF es no sólo la mayor petrolera (contando además con su subsidiaria
Pluspetrol Energy) sino que también es la mayor empresa del país y la principal
exportadora de la Argentina.
El mercado hidrocarburífero se transformó de esta manera para responder al
interés de las empresas privadas y acompañar al nuevo modelo desindustrializador
implementado. Se entregó al sector privado la completa decisión sobre la política
petrolera (nivel y técnicas de extracción, ritmo de agotamiento, inversiones,
exportaciones, precios, etc.), haciéndole perder al Estado toda participación en el sector
mediante la venta de su petrolera estatal. Como consecuencia de estos cambios, se
permitió a las petroleras llevar adelante una estrategia de agotamiento depredadora de
los recursos naturales no renovables de nuestro país. La extracción de hidrocarburos
aumentó al tiempo que cayeron bruscamente las reservas.
Mientras que en la década del ochenta, Argentina extrajo 27,2 millones de m3 de
petróleo en promedio por año, desde 1990 al 2001 se llegó a 40,3 millones de m3, casi
un 50% más. Paralelamente, las reservas no aumentaron de igual manera, por lo que el
horizonte de reservas (indicador que vincula el volumen de reservas con el de la
extracción en relación a las reservas) pasó de 14 años en 1988 a 10 años en 2001 como
se puede observar en el Gráfico I del Anexo.
En cuanto al gas natural, la evolución fue similar aunque con una mayor pérdida
de reservas, como se distingue en el Gráfico II del Anexo. En 2001, la extracción de gas
fue un 90% mayor que en 1989, pasando de 24 mil millones de m3 (MM m3) a casi 46
MM m3. El horizonte de reservas, por su parte pasó de 31 años a apenas 17 en 2001.
Las empresas privadas privilegiaron la extracción por sobre la búsqueda de
reservas mediante inversiones de riesgo en pozos de exploración. Mientras que Y.P.F.
perforaba más de 100 pozos de riesgo en búsqueda de reservas por año desde 1970,
llegando a 170 entre 1973 y 1975; desde 1990 a 2001 apenas se llegaron a 90 pozos en
promedio; y, como muestra del fracaso del modelo, en los últimos años de la ‘larga
25
década’ sólo se perforaron 40 pozos por año 16 . En cambio, crecieron notablemente los
pozos de extracción, que aumentaron el ritmo de agotamiento de las reservas
descubiertas por Y.P.F. Además, como se comentó anteriormente, desde 1989 las
estadísticas energéticas pasaron a ser sólo declaraciones juradas de las empresas sin
control absoluto por parte del Estado, lo que nos permite dudar de que efectivamente se
hayan perforado esos 90 pozos por año. Kozulj (2002) que demuestra los aumentos de
reservas de petróleo observados desde la privatización, no pueden ser explicados por los
pozos de exploración y que éstos, según las estadísticas oficiales, han aumentado
enormemente su efectividad. Así es como, por ejemplo, los pozos supuestamente de
riesgo perforados en Argentina, tuvieron una efectividad superior a la de los países de la
OPEP, que cuenta con la mejor tecnología y óptimas condiciones geológicas. Por esto,
lo que se descubre es que esos supuestos pozos de exploración no son verdaderas
perforaciones en búsqueda de hidrocarburos, sino que en muchos casos se trataría de
prospección sobre reservas ya conocidas.
La mayor extracción que se registra desde 1989 no fue dirigida al mercado
interno, sino que fue enviada mayoritariamente al exterior. El petróleo crudo pasó, de
venderse en su totalidad en el mercado interno, a representar uno de los dos productos
más exportados por la Argentina, llegando en 1998 a venderse en el exterior el 40% de
la extracción anual. Para tener una dimensión de su representación, en 1998 a pesar de
contar con 9 años de reservas, Argentina exportó más petróleo crudo que Ecuador,
actualmente miembro de la OPEP. El peso de las exportaciones fue tan grande que de
no haberse extraído el petróleo que se destinó al mercado externo, nuestro país contaría
con casi el doble de reservas 17 . Mientras tanto, las cantidades refinadas internamente, se
mantuvieron durante todo el período.
En cuanto al gas natural, también se aumentó la extracción con destino a la
exportación. A partir de 1997, comenzaron a registrarse por primera vez en la historia
exportaciones de gas natural que ya en 1998 superaron a las importaciones desde
Bolivia 18 . Para esto se construyeron once gasoductos para la exportación, mientras que
para el mercado interno se realizaron inversiones sobre los gasoductos troncales
existentes (mediante loops y plantas compresoras). El último gasoducto en entrar en
16
17
18
Ver la evolución de los pozos de exploración en Gráfico III del Anexo
Mansilla (2007b)
A diferencia del petróleo crudo, las exportaciones de gas natural continuaron su tendencia expansiva
luego del 2002. Ver Gráfico IV del Anexo
26
funcionamiento con miras al consumo nacional, fue el Neuba II que une Neuquén con
Buenos Aires y fue inaugurado por Gas del Estado en 1988.
Por su parte, la privatización de Y.P.F. significó una fuerte reducción del empleo
mediante ‘retiros voluntarios’ y la tercerización de muchas actividades. La empresa
incentivó la creación de pequeñas empresas proveedoras de servicios por parte de los ex
empleados despedidos para bajar sus costos y pasarles el riesgo del mercado a estas
Pymes. Luego de la privatización de Y.P.F., este proceso continuó. Desde 1994 a 2001,
el empleo directo en extracción de hidrocarburos bajó un 14% mientras que el de
‘actividades de servicios relacionadas’ aumentó un 15%. Sin embargo, en números
absolutos, el aumento del empleo en el sector servicios no alcanzó a compensar la caída
en la extracción, por lo que en la década del noventa el empleo total registró una
importante caída 19 .
2.3- Del 2002 a la actualidad: ¿Estado intermedio o contradictorio?
2.3.1- Cambios regulatorios
La década larga de desregulación, privatización y extranjerización, que se inició
en 1989, llevó al país a una mega crisis que tuvo su punto cúlmine en los sucesos del 19
y 20 de diciembre de 2001. No se explayarán aquí las consecuencias políticas, sociales y
económicas de la crisis ni en los detalles que le sucedieron. No obstante, no deben
olvidarse las grandes transformaciones sociales que experimentó la Argentina durante la
caída de la Convertibilidad. Tampoco se entrará en la discusión sobre si los cambios
drásticos vividos desde la recuperación económica de 2003 representaron un nuevo
modelo de acumulación o si, en cambio, no modificaron las bases estructurales de la
economía, por lo que estamos viviendo una continuación de dichos procesos 20 . Sólo nos
limitaremos a tratar las políticas económicas referidas al sector energético (y el
hidrocarburífero en particular, en este apartado).
La implementación de la Ley de Emergencia Económica Nº 25.561 del
06/01/2002, que modificó la Ley de Convertibilidad, significó el abandono del tipo de
cambio fijo y la consecuente adopción de un tipo de cambio flotante frente al dólar.
Asimismo, la misma ley estipuló la pesificación de las tarifas dolarizadas de las
19
20
CENDA (2007)
Ver esta discusión, por ejemplo, en CEMOP (2009a), CEMOP (2009b), Fernández Bugna y Porta
(2007), Rapetti (2005)
27
empresas privatizadas, e impuso retenciones a las exportaciones con el propósito de
captar parte de las ganancias extraordinarias provocadas por la devaluación.
Un anticipo de las conclusiones del análisis de las principales variables del sector
petrolero, nos permite apreciar que el sector no ha registrado un cambio en su tendencia
descendente. Tanto las reservas como la extracción de gas y petróleo han caído y no se
recuperan los niveles de inversión que contaba la estatal Y.P.F., como se puede observar
en los gráficos I y II del Anexo; mientras que en 2002, el horizonte de reservas era de
10,2 años para el petróleo y 14,5 para el gas, en 2008 el horizonte de reservas de
petróleo se mantuvo pero el de gas bajó a casi 8 años. Esta caída no es sino la
profundización de la crisis energética estructural que se viene gestando en el país desde
la ‘larga década’ privatizadora y que las políticas posteriores no han podido transformar.
Luego de llegar al pico de 49 millones de m3 en 1998, la extracción de petróleo
experimentó una importante caída, llegando a 36 millones de m3, un 26% menos. Esa
trayectoria no fue modificada luego de la devaluación ya que en el 2008 se extrajo un
19% menos que en el 2001. Cabe aclarar que el precio internacional vivió en este
período la mayor crecida de los últimos tiempos, llegando a récords históricos. En
cuanto a las reservas, el máximo se registró en 1999 cayendo desde entonces, al punto
de que en el 2008, las reservas fueron 18% menores. No obstante, su caída no fue
constante. La disminución de reserva se mantiene hasta el 2005, cuando se registra un
importante salto (un 11% de caída en un sólo año) que supera ampliamente al nivel de
extracción. Deduciendo de esta manera que las reservas petroleras se ‘evaporaron’. En
realidad, se trató de una “revisión a la baja” realizada por Repsol, según se explicará
más adelante. Posteriormente, las reservas comienzan a recuperarse hasta 2007, con una
leve caída en 2008.
La recuperación de las reservas también resultó ‘sospechosa’ ya que se concentró
casi únicamente en la empresa Pan American Energy y en el mayor yacimiento
petrolero del país, Cerro Dragón. La ‘duda’ se generó por el hecho de que este aumento
se produjo en el mismo momento en que la subsidiaria de la BP negociaba con las
provincias de Chubut y Santa Cruz la renovación de sus principales concesiones por
cuarenta años 21 . Además, según la información presentada por la propia empresa, este
crecimiento de reservas se realizó sin inversión, ya que no declaró haber perforado un
21
Se profundizará el caso de la prórroga de Cerro Dragón en 2.3.3 - Provincialización
28
solo metro buscando petróleo 22 . A pesar de esto, la empresa declaró haber terminado en
el año 2006 unos veintitrés pozos de exploración exitosos, con una improbable
efectividad del 100%, que no existe ni siquiera en los países de la OPEP. Como
resultado, Cerro Dragón duplicó sus reservas declaradas de petróleo entre 2005 y 2007.
Luego de la firma de la prórroga hasta 2047, no se registraron nuevos aumentos de las
reservas.
En el caso del gas natural, la extracción se encontraba en ascenso al momento de
la devaluación y mantuvo su ritmo ascendente hasta la supuesta crisis del 2004. A partir
de entonces, se registró una pequeña caída aunque llegando en el 2008 a una extracción
anual 10% superior a la del 2001. Distinto es lo sucedido con las reservas. En el año
2008, las reservas declaradas son menos de 400 miles de millones de m3, apenas el 50%
de las reservas existentes en el 2000. Hace falta remontarse a la década de los setenta
para encontrar un año con tan pocas reservas gasíferas. La virtual desaparición de las
reservas (ya que no se puede explicar la caída de reservas por el nivel de extracción) se
concentra en dos momentos: en 2002 y en 2004-2005.
La disminución del año 2002 sólo puede explicarse como parte de las presiones de
las empresas ante la pesificación del valor en ‘boca de pozo’ del gas natural estipulado
en la Ley de Emergencia Económica. Como las reservas se definen como la cantidad de
hidrocarburos que se estima extraer en condiciones ‘económicamente rentables’, las
empresas reaccionaron a la caída (en dólares) del precio del gas, con una menor
estimación de reservas. Su explicación es que se han cambiado las condiciones
establecidas, haciendo ‘antieconómica’ la extracción gasífera. De esta manera, desde los
escritorios se disminuyen las reservas declaradas de la principal fuente energética
argentina.
La caída de 2004-2005, se relaciona con la disminución mencionada en las
reservas petroleras por el ‘recálculo’ efectuado por Repsol. La española realizó en el
año 2005 una “revisión negativa” de las reservas de YPF S.A. de petróleo y gas natural
en Argentina debido a un supuesto “mayor conocimiento de los campos”. En realidad,
esto fue motivado por la denuncia presentada por Andrés Solís Rada, ex ministro de
Hidrocarburos de Bolivia, ante la SEC (comisión que regula el mercado bursátil en
Estados
Unidos) 23 .
La
denuncia
demostraba
que
Repsol
había
informado
deliberadamente como propias las reservas de gas de Bolivia, de las que apenas tenía
22
23
Mansilla (2007a)
De Dicco (2006), Mansilla (2006)
29
una concesión. Esto motivó la inspección de las reservas de Repsol en toda América
Latina, por lo que las existencias de hidrocarburos en Argentina debieron ser corregidas.
Esto se debió a que desde la privatización de Y.P.F., las reservas de hidrocarburos
argentinos dependen de la bolsa de Nueva York. La venta de la empresa nacional
significó la entrega no sólo de los recursos naturales, sino también de la información.
Asimismo, la reducción de reservas significó el reconocimiento del mal manejo
realizado en las concesiones argentinas, especialmente del único mega-yacimiento
gasífero nacional, Loma de la Lata 24 .
En cuanto a la inversión de riesgo, el Gráfico III del Anexo muestra cómo, luego
de la devaluación, continuó la falta de perforación de pozos de exploración para buscar
reservas. Entre 1999 y 2004, se perforaron apenas unos 34,6 pozos de riesgo por año,
lejos de los 100 pozos que Y.P.F. llevaba adelante durante la década de los ochenta. A
partir del 2005 y hasta 2008, se experimentó un relativo crecimiento de la inversión,
llegando a unos 57,3 pozos por año. Sin embargo, la efectividad de los pozos realizados
continúa generando sospechas sobre la veracidad de esta información. Según los datos
presentados por las empresas, apenas el 22% de los pozos de exploración realizados
desde 2002 fue improductivo. Cifra muy alejada de la historia petrolera nacional y de la
realidad geológica de un país ‘con petróleo’ como Argentina. Esta ‘duda’ sobre los
datos declarados llega al máximo en el caso de Pan American Energy que, como se
mencionó, en plena discusión sobre la prórroga de sus concesiones, declaró haber
efectuado veintitrés pozos de exploración, todos productivos. Estos datos están
indicando que, además de existir una menor inversión en la búsqueda de reservas, los
datos presentados por las empresas cuentan como ‘pozos de exploración’ a pozos
perforados sobre reservas conocidas.
Estos pozos no hacen más que confirmar o
delimitar las reservas exploradas por Y.P.F. antes de la privatización, lo que de ninguna
manera permitirá contar con las mayores reservas que necesita el país.
Como se mostró, de ninguna manera puede asociarse la caída de reservas y
extracción con una reacción de las empresas ante el ‘cambio de reglas de juego’ por
parte del gobierno nacional luego de la devaluación. Según las petroleras, su ‘seguridad
jurídica’ fue vulnerada por el Estado Nacional al pesificarse los contratos, impedir su
indexación, imponer retenciones que separaban el precio interno del internacional,
estipular precios, impedir exportaciones e intervenir en el mercado petrolero. Esta
24
Se profundizará el caso de Loma de la Lata en 3 - Provincialización
30
postura justifica la falta de inversiones de toda una década, en los cambios regulatorios
de los últimos años, sin hacer referencia por supuesto, a la violación de la ‘seguridad
jurídica’ de todos los argentinos ante la sistemática transgresión de los contratos de
concesión y las leyes nacionales por estas parte de empresas, violación que provocó la
crisis energética estructural que vive el país.
Para el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), verdadera ‘cámara’ del
petróleo nacional,
las transformaciones del sector se efectuaron “sin tener en
consideración que este desordenado proceso generaría un dilatado sentimiento de
inseguridad entre los operadores e inversores, que contribuyó –entre otras causas– a una
creciente parálisis de nuevas inversiones en las áreas hidrocarburíferas y en los servicios
públicos energéticos, con una importante afectación en los niveles de producción y la
declinación de los volúmenes de las reservas nacionales” 25 .
Si bien el hecho de que las empresas defiendan sus ganancias (aún perjudicando
los intereses del país) no debe asombrarnos, no son las únicas que sostienen esta falacia.
En el 2009, ocho ex ministros de energía de la nación presentaron un documento 26
donde afirmaban que los ‘problemas estructurales’ del sector energético se iniciaron en
el 2003, sin señalar los momentos en que ellos mismos controlaban la política
energética nacional sin que las empresas tuvieran alguna responsabilidad en la crisis.
En cuanto al empleo en el sector, a partir del 2002 se rompió la tendencia de
reemplazo entre empleo directo en las explotaciones y los servicios relacionados,
provocada por la tercerización de actividades anteriormente en manos de las petroleras.
Desde la devaluación, el empleo creció tanto en la extracción como en los servicios
parapetroleros 27 . Si bien estos empleos son de altos salarios y casi en su totalidad
registrados, la parte de la renta petrolera que llega a los trabajadores es muy reducida.
Esto se debe a que la remuneración de los asalariados no representa parte importante de
los costos de las empresas, al punto que según la Matriz Insumo-Producto, a 1997
apenas el 15% del Excedente Bruto de Explotación (es decir la diferencia entre la venta
y los costos) del sector petrolero correspondía a los asalariados. Luego de la
devaluación y con el aumento de los precios internacionales del petróleo y las
25
26
27
IAPG, (2009)
Lapeña et al. (2009)
CENDA (2007)
31
commodities, se espera que en la actualidad la proporción obtenida por los salarios sea
sustancialmente menor 28 .
Una vez analizadas las principales variables para el período que comienza después
de la devaluación, se desprende que no existió un cambio en la evolución descendente
de reservas y la extracción de petróleo y gas. No obstante, se distinguen tres grandes
transformaciones en el upstream:
•
la implementación de retenciones a las exportaciones,
•
las prórrogas de las concesiones luego de su paso a manos de las
provincias y
•
la creación de la energética estatal ENARSA.
A continuación analizaremos cada uno de estos puntos.
2.3.2- Retenciones
Uno de los principales cambios en la política petrolera post-devaluación es la
existencia de las retenciones a la exportación de hidrocarburos. A diferencia de lo que
se estimaba cuando se crearon y de lo que sucede con otros gravámenes a las
exportaciones (como pueden ser las retenciones a los productos agrícolas), la
consecuencia más importante de las retenciones a la exportación de petróleo y gas no
provino de la parte fiscal, en cuanto a una mayor recaudación, sino de la separación del
precio interno del internacional.
Como se mencionó, la Ley de Emergencia Económica del 2002, modificó la Ley
de Convertibilidad e impuso retenciones a las exportaciones de hidrocarburos. Las
alícuotas estipuladas fueron de 5% para el gas natural y 20% para el petróleo crudo 29 .
Teniendo en cuenta el sistema de cálculo del monto de las exportaciones (de acuerdo a
la Ley 21.453), los importes efectivamente pagados al fisco son menores a lo que
pareciera indicar la alícuota, ya que se entiende que el valor FOB de las exportaciones
incluye las retenciones 30 .
28
29
30
Borzel y Kiper (2006) muestran que hasta el año 2005, si bien los costos salariales aumentaron con
respecto al 2001, no superaban el 30% de los costos totales y que a pesar de que los costos se
duplicaron, el precio de venta se multiplicó por seis, por lo que la ganancia empresaria se más que
duplicó. A pesar de esto, la inversión, la extracción y las reservas cayeron.
En realidad las exportaciones de petróleo y gas desde Tierra del Fuego no estuvieron gravadas por las
retenciones hasta mediados de 2006.
Por ejemplo, para una exportación de U$S 100 F.O.B. y una alícuota del 20% no se abonarían U$S 20
de retenciones. Al considerarse U$S 100 como el valor de las exportaciones más las retenciones, las
exportaciones declaradas son de U$S 83,3. Sobre este importe se aplica la alícuota del 20% abonando
U$S 16,6 en concepto de retenciones (es decir un 16% menos de lo que comúnmente se estima).
32
A pesar de que el propio artículo que creó las retenciones a la exportación de
hidrocarburos, estipula que “en ningún caso el derecho a la exportación de
hidrocarburos podrá disminuir el valor boca de pozo, para el cálculo y pago de regalías
a las provincias productoras” 31 , las retenciones fueron descontadas a la hora de abonar
las regalías a las provincias. Esto se debe a que las alícuotas abonadas como retenciones
son deducidas del precio internacional para obtener el Valor a Boca de Pozo, sobre el
que se paga el 12% en concepto de regalía a las provincias. Esto, sumado al importante
peso económico y poder de lobby de las petroleras en cada una de las regiones, provocó
que las provincias se alinearan con las empresas en los reclamos por bajar o cancelar las
retenciones a las exportaciones. La alineación del precio del petróleo argentino con el
internacional se presentó como un requisito para las inversiones, el aumento de las
reservas y hasta la conservación de los puestos de trabajo32 . No obstante, los principales
beneficiarios de este tipo de políticas serían las propias petroleras, ya que el sector
público perdería recaudación, al tiempo que se igualaría el precio interno al
internacional con el consecuente aumento de los precios internos 33 .
En mayo de 2004, la alícuota de las retenciones fue elevada al 25% para el
petróleo. Posteriormente, este sistema fue modificado por la Resolución 532 del
Ministerio de Economía y Producción de agosto de 2004, que remplazó este sistema por
una escala de retenciones móviles, motivado por el aumento del precio internacional
petróleo. Sin embargo, mientras que las exportaciones de petróleo crudo fueron
gravadas por este sistema de retenciones móviles con un nivel mínimo del 25% y uno
máximo del 45% (que fue el único que se llevó a la práctica ante la escalada del precio
internacional) 34 , los subproductos mantuvieron una baja retención (5%).
Por otro lado, mediante una serie de convenios firmados por el Estado, las
refinadoras y los productores, se reguló el precio interno del petróleo que era refinado.
El primer acuerdo, firmado en 2003, cotizaba el petróleo vendido a las refinerías a un
31
32
33
34
Artículo N° 6 Ley 25.561/02.
Como ejemplo, podemos mencionar las notas “Por las retenciones, cayó 30% la perforación petrolera
en Neuquén” y “Provincias negocian con el Gobierno aumento en el precio del petróleo para nuevos
descubrimientos” de la revista sectorial El inversor energético & minero nro. 28, mayo 2008
Ver un análisis de la relación entre Nación, empresas y provincias petroleras en cuanto a las
retenciones y regalías en Mansilla y Burgos Zeballos (2009)
La resolución 532 estableció la alícuota de retención en 25% con un gravamen extra dependiendo de la
cotización del crudo WTI (West Texas Intermediate). Cuando la cotización del barril supera los 32
dólares, las retenciones se establecen en 28%, 31% a los U$S 35 y aumentan sucesivamente llegando
al 45%, a valores superiores a los U$S 45. Como el valor internacional siempre superó los U$S 45,
sólo rigió la alícuota del 45%. En realidad, según se explicó anteriormente, el pago real sobre el precio
internacional (sobre la tasa del 45%) fue del 31%.
33
valor fijo de U$S 28,50 el barril. Si bien este precio era similar al internacional cuando
se instauró, rápidamente quedó atrasado. En 2004, con el precio internacional cerca de
los U$S 36 por barril, el valor para el mercado interno subió a U$S 34,50, precio que se
mantuvo hasta el fin del acuerdo en 2005. A partir de entonces, las refinadoras compran
el petróleo a un precio igual al internacional menos las retenciones. Por esto, el precio
interno del petróleo crudo, si bien es menor al internacional (cosa normal en un país con
autoabastecimiento) es cuantiosamente superior al que históricamente existió en
Argentina y varias veces mayor al costo de extracción de dicho petróleo. Cabe aclarar
que según sus documentos oficiales, el costo por barril de petróleo de Repsol aumentó
de U$S 3,18 en 2003 a U$S 13,1 en 2008, por lo que estos acuerdos reconocían la
apropiación de gran parte de la renta petrolera por parte de las empresas, que recibían
por cada barril más de cuatro veces sus costos 35 .
Finalmente, la última modificación se realizó a fines de 2007 mediante la
Resolución 394, que creó un sistema en que las retenciones dejaron fija la remuneración
al exportador en U$S 42 por barril, debiendo abonarse al fisco la diferencia entre este
valor y el precio internacional. Este sistema implicó que en el mercado interno, el precio
de venta del petróleo entre empresas y refinerías se mantuviera en U$S 42, a pesar de
los aumentos del precio internacional. No obstante, el mayor impacto de esta medida
fue el aumento en las alícuotas para la exportación de subproductos (especialmente las
naftas) llegando a un mínimo de 31% (real, con una alícuota de 45%) contra el 5%
vigente anteriormente, además de bajar la ‘paridad de exportación’ a la que se
comercializa el petróleo en el mercado interno.
En el año 2008, luego de la presión de las empresas y provincias petroleras, una
resolución estipuló que los U$S 42 por barril se refinería al petróleo ‘escalante’ que se
exportaba (un petróleo ‘pesado’) 36 , por lo que, para pagar las regalías, se debía ajustar
el precio de los petróleo ‘livianos’ (como los de Neuquén o Salta) llegando a casi U$S
47. Esta medida, a la vez que aumentaba la recaudación por regalías de estas provincias,
servía a las empresas para exigir un ajuste de precios a las refinadoras, con la
consecuente presión al precio de los subproductos.
35
36
Repsol YPF; Informe Anual varios años. En estos costos declarados se incluyen los grandes costos de
descubrimiento, aunque en este período las reservas cayeron en Argentina, por lo que no existieron
reales ‘descubrimientos’.
Disposición 1/08 Secretaría de Combustibles.
34
Entonces, desde el 2002, las retenciones no sólo separaron el precio del petróleo
argentino del internacional sino que también incentivaron al reemplazo de exportaciones
de petróleo crudo por subproductos gracias a la diferencia entre las alícuotas. A medida
que el precio internacional subía vertiginosamente a valores nunca antes vistos, llegando
a superar los U$S 140 por barril, las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo
aumentaron, mientras se continuaba con una alícuota de apenas el 5% para los
derivados. Esto motivó que se aumentaran los volúmenes de petróleo refinado
internamente para exportar naftas (los subproductos de mayor valor agregado y que
resultaban superavitarios). Así es como, desde la devaluación hasta el año 2005,
Argentina exportó más de la mitad de las naftas obtenidas. Paralelamente, el porcentaje
de petróleo crudo que se enviaba al exterior caía año a año desde el 35% en 2002 al 9%
en 2008. A partir del 2005, y gracias al aumento del consumo interno, los saldos
exportables de naftas fueron disminuyendo hasta llegar a casi el 30% en 2008 37 . Esta
evolución se puede observar en el Gráfico 9 38 .
Gráfico 9 – Exportación de petróleo crudo y naftas sobre total producido
60%
Naftas
50%
40%
30%
20%
Petróleo Crudo
10%
0%
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Fuente: Elaboración propia en base a Secretaría de Energía
Dentro de las naftas elaboradas, se puede observar un redireccionamiento de la
producción. Mientras que a mitad de los noventa las naftas vehiculares significaban el
37
38
Se incluyen Naftas Común, Súper, Virgen, Aeronaftas y Otras Naftas
Este gráfico se realizó con los datos oficiales de la Secretaría de Energía, Tablas SESCO. Cabe aclarar
que las mismas son un fiel registro de las declaraciones de las empresas y presentan errores que no han
podido ser subsanados (como el hecho de que en varios años, Argentina exportara cantidades de
algunos subproductos que superaban a lo obtenido en las refinerías).
35
80% de las naftas totales obtenidas, en el 2008 apenas representaban el 60%. El 40%
restante se trataba de ‘naftas intermedias o para petroquímica’ que fue exportado en casi
su totalidad.
Este cambio en el destino del petróleo crudo, podría entenderse como positivo ya
que agregaba valor a una exportación primaria. Sin embargo, como se observa en el
Gráfico 10, el aumento del petróleo procesado internamente no se vio acompañado por
nuevas inversiones. Las mayores cantidades de petróleo procesado, únicamente
generaron un aumento en el uso de la capacidad instalada (que es prácticamente la
misma que antes de las privatizaciones). Los niveles de utilización de las refinerías
superaban los máximos tolerables en materia de seguridad, llegando al límite
insostenible de 99,3% en Julio de 2007.
Gráfico 10 – Petróleo procesado – Utilización refinerías
100
Petróleo Procesado
3.000.000
Utilizacion Cap. Instalada
95
2.800.000
90
2.600.000
85
2.400.000
80
2.200.000
2.000.000
Ene02
75
70
Jul02
Ene03
Jul03
Ene04
Jul04
Ene05
Jul05
Ene06
Jul06
Ene07
Jul07
Ene08
Jul08
Fuente: Elaboración Propia en base a Secretaría de Energía
Además, la exportación de naftas pagaba apenas un 5% de retenciones cuando su
precio en el mercado internacional experimentó un aumento equivalente al del petróleo
crudo. Las refinerías, que obtienen el petróleo nacional a un precio menor al
internacional gracias a las retenciones al crudo, lo procesan sin realizar las inversiones
mínimas en seguridad, y venden los productos a precio internacional y casi sin pagar
derechos de exportación. Es así, como las refinerías están obteniendo gran parte de la
renta petrolera argentina al beneficiarse de los menores precios internos. Esto es válido
únicamente para las refinerías no integradas (principalmente Esso y Shell), ya que para
36
Petrobras y Repsol, el costo relevante del petróleo es el costo de extracción, no el precio
internacional menos las retenciones, por lo que su apropiación de la renta petrolera es
ampliamente superior.
Con la Resolución 394, esta evolución fue rota en parte gracias al importante
aumento en las retenciones a los subproductos. Sin embargo, todavía se encuentran lejos
de los niveles vigentes para el petróleo crudo.
2.3.3 – Provincialización
Tras analizar la estructura jurídica y regulatoria del mercado petrolero que rige
hoy en día, se descubre rápidamente que las bases de la estructura del mercado
hidrocarburífero creadas durante la década de los noventa, se mantienen intactas desde
2002. Esto incluye, fundamentalmente, los tres decretos ‘desreguladores’ de 1989 que
tergiversan el sentido de la ley de hidrocarburos vigente.
La principal modificación regulatoria a partir del 2003, que profundizó el modelo
de desregulación implementado en los 90, fue la ‘provincialización’ de las reservas, es
decir, el paso de manos del control de las concesiones de hidrocarburos, del Estado
Nacional a los gobiernos provinciales.
Como se mencionó, la ‘provincialización’ nace con la Ley de privatización de
Y.P.F. en 1992 y toma carácter legal con la reforma de la Constitución de 1994. En
contra de la tradición legal argentina (desde la época de la colonia) y de la propia Ley
de Hidrocarburos vigente, la Constitución de 1994 en su artículo 124 establece que
“corresponde a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes
en su territorio”. Sin embargo, la implementación de este cambio de sentido en la
política energética no se realizó luego de la promulgación de la Constitución ya que era
necesaria una ley que ‘ordenara’ las contradicciones del aparato legal. Así es como, por
ejemplo, el gobierno nacional debió firmar la prórroga de la concesión de Loma de la
Lata, negociada entre Repsol y la provincia de Neuquén en el año 2000.
En el año 2003 se firmó el decreto 546 que permite a las provincias otorgar nuevas
concesiones sobre las áreas de su territorio. No obstante, el control sobre las
concesiones existentes continuaba en manos del gobierno nacional. Finalmente, el 6 de
diciembre de 2006, se aprobó la ley 26.197 conocida como ‘ley corta’ 39 . Dicha ley
modifica el artículo 1° de la 17.319/67 de tal manera que “pertenecen a los Estados
39
Sólo votaron en contra del proyecto un Senador y 19 Diputados.
37
provinciales los yacimientos de hidrocarburos que se encuentren en sus territorios”. El
artículo 2º de esta ley resulta de gran importancia ya que establece que “las provincias
asumirán en forma plena el ejercicio del dominio originario y la administración sobre
los yacimientos de hidrocarburos que se encontraren en sus respectivos territorios”. Es
decir, el control efectivo de cada yacimiento y concesión depende de las provincias, y la
soberanía petrolera nacional se fragmenta entre las ‘provincias petroleras’ las cuales se
sostienen en gran medida por la actividad petrolera y por las empresas. Como sostiene
Bernal (2007a), “la política petrolera argentina depende de (...) provincias cuya
población representa menos del 15% del país”. Por un lado, el peso económico de las
petroleras en las provincias es muy fuerte, siendo las empresas de mayor producción,
ventas, contratación de mano de obra y pago de impuestos locales de cada provincia.
Por el otro, las regalías que las provincias obtienen por la actividad petrolera
representan gran parte de sus finanzas provinciales 40 .
En un mercado petrolero internacional cada vez más concentrado, donde el
petróleo aumenta tanto de precio como de peso geopolítico y donde los países con
reservas se preocupan por garantizar su soberanía, Argentina dividió la suya dando
poder de decisión sobre su riqueza natural a cada provincia. Actualmente, la
concentración es tan importante, que las empresas con más ventas y ganancias del
mundo son las petroleras, varias de las cuales poseen una facturación anual que supera
ampliamente el Producto Interno Bruto (PIB) de la Argentina. ¿Cuál puede ser entonces
el poder real de negociación de una pequeña provincia, casi sin habitantes y cuya
economía depende en gran parte de la actividad petrolera?
Las provincias no se encuentran en condiciones de llevar adelante una
planificación de las necesidades energéticas nacionales. Quien debería coordinar las
demandas actuales y futuras de las diferentes regiones es el Estado Nacional. Resulta
imposible pensar que cada provincia pueda coordinar las necesidades de productores y
consumidores de cada rincón del país, salvo que se considere a los hidrocarburos como
mercancías sin valor estratégico y que el mercado sea capaz de asignar recursos de
forma eficiente. Además, la propia geografía de los reservorios hace irracional el control
provincial de los hidrocarburos, ya que las reservas no respetan límites provinciales por
lo que no son pocos los yacimientos que se expanden en más de una provincia,
generando conflictos entre ellas.
40
Ver un análisis del peso de las regalías en las finanzas provinciales en Mansilla y Burgos Zeballos
(2009)
38
Se argumentó que esta ley no hizo más que subsanar la situación ‘jurídicamente
ambigua’ entre la legislación y la Constitución. No obstante, existe un fuerte debate
jurídico sobre la interpretación del “dominio originario” que reglamenta la
Constitución. Por ejemplo, se sostiene que a diferencia del “dominio eminente” que
implica potestad, el “dominio originario” no exige la administración y control directo 41 .
Por tanto, no es claro que la Constitución obligue a que el control efectivo de las
concesiones, pieza fundamental de una política hidrocarburífera eficiente, deba
fragmentarse y quedar en manos de los gobernadores. No obstante, esta alternativa no
estuvo siquiera considerada en las discusiones parlamentarias de la ley.
Como consecuencia de la ‘balcanización’ del dominio de los hidrocarburos, las
provincias salieron a licitar nuevas áreas como concesiones de exploración (tanto las
‘petroleras’ como las provincias sin reservas declaradas como Córdoba, San Luis o
recientemente Entre Ríos). A la fecha, ninguna de las nuevas áreas
ha obtenido
resultados que hagan esperar el desarrollo de nuevas reservas. En ningún caso será una
empresa energética provincial quien llevará adelante la exploración de las concesiones
ni siquiera con participación de privados, no hay empresas estatales presentes en esas
licitaciones para garantizarse la mayoría accionaria y las decisiones políticas, ni siquiera
en Neuquén, donde la propia Constitución indica que su empresa estatal debe hacerse
cargo de la explotación de los yacimientos 42 .
Pero además de estas licitaciones, la ‘ley corta’ habilitó a las provincias a
renegociar las concesiones existentes, lo que resulta más importante. Como se mencionó
anteriormente, los decretos desreguladores de 1989 transformaron en concesiones los
contratos existentes con vencimiento en 2016 y 2017. El traspaso a manos de los
estados provinciales de la potestad sobre los yacimientos fue utilizado por las petroleras
para solicitar, con varios años de anticipación a su vencimiento, la renovación por 10
años de sus concesiones (como lo estipula la ley de hidrocarburos 17.319/67). Dichos
pedidos se sustentaron en que con tan ‘poco tiempo’ restante de concesión, no se iban a
poder recuperar las nuevas inversiones en búsqueda de reservas y que las prórrogas
darían ‘previsibilidad’ al mercado por lo que se realizarían grandes inversiones que
aumentarían las reservas y la demanda de trabajo. Según una de las empresas
41
42
Ver este debate jurídico junto con jurisprudencia e historia de la relación Nación-provincias en
Hidalgo (2009)
Dice el Articulo 96 de la Constitución de la Provincia de Neuquén “No podrá otorgarse ninguna clase
de concesión para la explotación, industrialización y comercialización de hidrocarburos sólidos,
líquidos y gaseosos”
39
beneficiadas con las prórrogas “si no hubiera una extensión oportuna, se reduciría el
esfuerzo exploratorio y consiguientemente, los yacimientos iniciarían una caída de la
producción y de las reservas, cada vez más notable a medida que se aproximara la
terminación de las concesiones en los años 2016 y 2017” 43 .
Como se mostró cuando se describió el sector durante los años noventa, las
petroleras se limitaron a extraer las reservas obtenidas de Y.P.F. sin un esfuerzo real
para la búsqueda de nuevas reservas aún cuando estaban al inicio de sus contratos, por
lo que pensar que ante la perspectiva de un mayor tiempo en los yacimientos las
empresas comenzarán a invertir en exploración, es una falacia.
Por su parte, la ley de hidrocarburos indica que sólo se deben firmar estas
prórrogas “siempre que el concesionario haya dado buen cumplimiento a las
obligaciones emergentes de la concesión” 44 y se deben presentar por lo menos 6 meses
antes del vencimiento. En estos casos, los pedidos se hacen con casi 10 años de
anticipación. No existe forma de asegurarse de que en el resto de su concesión, las
empresas privadas realizarán un uso racional y eficiente de sus derechos, cumpliendo
sus obligaciones. Pero además de este ‘detalle’, tal como se explicó, las reservas de
petróleo y gas natural han venido cayendo año a año 45 , no se realizaron inversiones en
pozos de exportación y existen grandes denuncias de irregularidades y contaminación
de las napas de agua en lugares desérticos por parte de las petroleras. Por tanto, lo que
está probado es el incumplimiento de las petroleras de sus obligaciones como
concesionarios. Nada de esto impidió la negociación y firma de las prórrogas.
Como se mencionó, la primera prórroga fue firmada con anterioridad a la
aprobación de la ‘ley corta’ y dependió del gobierno nacional. Se trata de la concesión
del mega-yacimiento gasífero Loma de la Lata, ubicado en la provincia de Neuquén,
dicho yacimiento es el mayor yacimiento gasífero de la Argentina. Fue descubierto por
Y.P.F. en la década del setenta y modificó la relación entre reservas petroleras y
gasíferas. Actualmente entrega el 23% del gas argentino y es operado por YPF S.A.
En el año 2000, a pesar de encontrarse recién en la mitad de la concesión, Repsol
solicitó la prorroga por 10 años (según la ley 17.319, con 17 años de anticipación) en
contra del sentido de la propia ley que exige el cumplimiento de las obligaciones por
parte de las empresas. El acuerdo fue firmado en agosto de ese año por la empresa,
43
Pan American Energy. Un compromiso inversor clave para el crecimiento de la Argentina
Ley 17.319 Art. 35
45
Ver en Gráficos I y II del Anexo, la evolución de reservas y extracción de petróleo y gas natural
44
40
Sobich como gobernador de Neuquén y Machinea como Ministro de Economía y se
confirmó mediante un decreto del ejecutivo firmado el 28/12/2000.
En dicho acuerdo, la empresa se comprometía a realizar una serie de inversiones
en sus pozos de la provincia (no sólo en Loma de la Lata), a pagar por única vez 300
millones de dólares a la provincia y a la erogación de un 5% sobre el flujo de fondos
neto (que no deben confundirse con mayores regalías). Para ese año, el yacimiento de
Loma de la Lata estaba valorado en 30.035 millones de dólares
46
. A pesar de estos
compromisos, la firma de la prórroga no tuvo en cuenta las serias irregularidades
cometidas por la empresa, como la falta de inversiones y la contaminación provocada en
la zona 47 . Sin ir más lejos, la justicia argentina obligó a la empresa a abastecer con agua
apta para consumo a poblaciones enteras y sus animales ante las evidencias de
contaminación de las napas 48 .
Por otro lado, Repsol incumplió totalmente sus compromisos, operando la
concesión de manera irracional una vez acordada la prórroga, demostrando los
perjuicios de haberla firmado con tanto tiempo de anticipación y de que el acuerdo no
haya sido sustentado con un control real del cumplimiento de sus obligaciones. En
cuanto a las reservas, las mismas pasaron de 175.440 millones de m3 en el 2000 a
apenas 50.698 millones de m3 en el 2008, es decir una caída del 71% en apenas 8 años.
Este yacimiento es el principal responsable de la disminución en las reservas de gas
natural producida en los años 2004 y 2005. Según se informó oficialmente, la empresa
reconoció que la “bajada de la presión observada en este campo durante el 2004 y 2005”
motivó a que las reservas extraíbles del yacimiento disminuyeran radicalmente49 . Es
decir, se admitió el mal manejo realizado en la concesión. Efectivamente, mientras que
en el año 2000 Loma de la Lata extrajo 11.575 millones de m3 de los cuales el 77% era
de ‘alta presión’, para el año 2008 sólo produjo 8.750 millones de m3, evidenciando una
caída del 24%. Cabe aclarar que, según demuestra Kozulj (2005), si Repsol hubiera
cumplido con el aumento de extracción prometido en el 2000, al momento de la firma
del acuerdo de prórroga de Loma de la Lata, no se hubieran ocasionado los faltantes de
gas que obligaron a la reactivación de las importaciones. Pero el factor principal es que
46
De Dicco (2004)
Ver una descripción de los desastres ambientales de Loma de la Lata en Gavaldá (2006).
48
La contaminación es tan grande en estas zonas de la provincia de Neuquén que Naciones Unidas la
declaró en “emergencia ambiental” (Diario Rio Negro 14/09/1998).
49
Repsol (2006)
47
41
en 2008, apenas el 3% del gas natural extraído era de ‘alta presión’ mientras que el 70%
era de ‘baja presión’.
Esta despresurización del yacimiento, además de disminuir la cantidad de gas
obtenido cada año, generó una caída en las reservas extraíbles del yacimiento, por lo
que todos los argentinos (dueños de las reservas) perdimos recursos naturales no
renovables debido al incumplimiento de Repsol de sus obligaciones como
concesionario, lo que podría ser causal de la cancelación de su concesión, como indica
el art. 80 de la 17.319 50 . Esta cancelación no sucedió, y en cambio Repsol fue premiada
con la prórroga del resto de sus concesiones en la provincia de Neuquén y sucesivos
aumentos del precio de gas en boca de pozo, como se verá más adelante. Recientemente
se publicitó en los diarios un importante aumento de las reservas del yacimiento 51 , sin
que la misma hubiera sido oficializada por la empresa ni informada a la Comisión
Nacional de Valores.
Los primeros casos de renovación dentro de la ‘ley corta’ fueron el de Cerro
Dragón en Chubut y Santa Cruz y el del resto de las concesiones de Repsol en Neuquén.
La prórroga de Cerro Dragón fue emblemática tanto por tratarse del mayor yacimiento
de petróleo crudo del país como por su historia.
El yacimiento Anticlinal Grande - Cerro Dragón fue descubierto por Y.P.F. en la
década del cincuenta, pero la estatal no pudo operarlo ya que rápidamente fue entregado
a manos de la norteamericana Amoco (American Oil Company de la Standard Oil de
Indiana) por parte del gobierno de Frondizi. Si bien se restituyó a Y.P.F. con la
anulación de esta cesión por parte de Illia, el golpe de estado de Onganía devolvió el
yacimiento a los privados. En 1989, el contrato se convirtió en concesión por 25 años
que comenzaron a correr en 1992 (fecha de promulgación de la ley 24.145 de
privatización de Y.P.F.) sin que los 30 años de Amoco en el yacimiento fueran siquiera
considerados 52 . Por tanto, la concesión llegará a su fin en 2017, existiendo la
posibilidad de renovarla por 10 años más.
En el año 2007, la concesión de Cerro Dragón fue continuada por la sucursal
argentina de Pan American Energy LLC (PAE), domiciliada en Delaware, cuyo 60%
corresponde a BP (unión de la British Petroleum y Amoco) y el 40% restante pertenece
50
“Las concesiones o permisos caducan: (...)c) Por incumplimiento sustancial e injustificado de las
obligaciones estipuladas en materia de productividad, conservación, inversiones, trabajos o ventajas
especiales”
51
“YPF incorporó 309 millones de barriles a sus reservas” La Nación 27/11/2009
52
Herrero (2007)
42
a Bridas de la familia Bulgheroni 53 . Este yacimiento de 2.725 km2 de extensión (casi 14
veces la Ciudad Autónoma de Buenos Aires) es el mayor yacimiento del país, tanto en
extracción de petróleo (con el 13%) como en reservas (con el 30%). A pesar de restar
una década de concesión, la empresa comenzó las negociaciones con el gobierno
nacional y con las provincias de Chubut y Santa Cruz para la prórroga por 10 años. Para
ubicarnos en el negocio que representa este yacimiento, se puede mencionar que en el
año 2008, en promedio, Cerro Dragón extrajo petróleo por más de cuatro millones y
medio de dólares por día. Sin embargo, la mayor parte de esta riqueza no se quedó en el
país ya que Pan American Energy exportó el 88% del petróleo extraído desde sus
concesiones del Golfo San Jorge.
Como se mencionó, estas prórrogas se solicitan con 10 años de anticipación, lo
que viola claramente el sentido de la ley que exige el control del “buen cumplimiento de
las obligaciones”, imposible con tanto plazo de concesión por delante, ya que no
solamente es imposible garantizar que en la década de contrato restante se cumplirán los
compromisos asumidos, sino que en la fecha de la firma, ya se podía demostrar lo
contrario. Mientras que se negociaba la prórroga, por ejemplo, la empresa Pan
American Energy sufría la clausura de casi la mitad de sus pozos por parte de la
Subsecretaria de Medio Ambiente de Santa Cruz, debido a falta de mantenimiento 54 .
Entonces y gracias a la aprobación de la ‘ley corta’, las provincias de Chubut y
Santa Cruz pasaron a negociar con un gigante energético como BP la prórroga del
mayor yacimiento argentino. La consecuencia fue un acuerdo firmado en abril y junio
de 2007, respectivamente, que permitirá a la empresa operar el yacimiento hasta el año
2047 55 . Esto fue posible ya que además de la prórroga hasta 2027 según la ley 17.319,
la empresa se garantizó una nueva concesión por 20 años a partir de entonces, asociada
con las estatales provinciales Petrominera (Chubut) y Fomicruz (Santa Cruz) 56 .
El acuerdo exige realizar un monto mínimo de inversiones hasta 2027, aunque sin
que los montos prometidos signifiquen un real compromiso para la empresa, y sólo
regula las reservas para 2017 a nivel de apenas dos veces la extracción anual (por lo que
se permiten menores reservas que en la actualidad, sólo dependiendo del ritmo de
53
54
55
56
Actualmente, el 50% de Bridas fue vendido a la petrolera estatal china CNOOC (China National
Offshore Oil Corporation) en U$S 3.100PLOORQHV
“Personal de la Delegación Zona Norte de Medio Ambiente se encontró con variadas problemáticas”
Diario Crónica, de Comodoro Rivadavia, 20/06/2007.
Santa Cruz además prorrogó por 10 años las concesiones de Piedra Clavada y Koluel Kaike.
Ver un análisis de los puntos del acuerdo en NPEL (2007).
43
extracción) 57 . Sin exigir una real redistribución de la renta petrolera, el acuerdo estipula
un pago de 160 millones de dólares a Fondos Provinciales y de un 3% de sus ganancias
adicional a las regalías. No se debe confundir esta erogación extraordinaria con un
aumento de las regalías (que siguen en 12%, siendo de las más bajas del mundo) ya que
para la misma se realizan una serie importante de descuentos 58 . Además, los
compromisos están sujetos a una serie de supuestos que incluyen la libertad de exportar,
el mantenimiento de las regalías y que el precio recibido por PAE no sea inferior al
recibido en el primer trimestre de 2006 (unos 30 dólares por barril). En caso de una
caída en el precio internacional o un aumento de las retenciones, la empresa no se
encuentra obligada a cumplir con los acuerdos. Ni Chubut, ni Santa Cruz, y ni siquiera
Argentina son formadores de precios del petróleo (más dependiente de la especulación
internacional que de las fuerzas de mercado), por lo que las condiciones exigidas por la
empresa no dependen de la voluntad argentina.
Otro de los compromisos que realizó la empresa fue suspender sus reclamos
contra el gobierno argentino presentados en el CIADI (Centro Internacional de Arreglo
de Diferencias Relativas a Inversiones). A pesar de que la empresa declara que la
renuncia al reclamo fue una “condición previa a la iniciación de las conversaciones” 59 ,
en sus estados contables figura claramente que la presentación fue utilizada para
‘chantajear’ a nuestro país: se informa a los accionistas que el abandono de los reclamos
judiciales se haría “una vez que los acuerdos (...) quedaran definitivamente
aprobados” 60 . Luego de firmado el acuerdo, PAE obtuvo el préstamo más grande en la
historia de la Corporación Financiera Internacional, brazo inversor del FMI 61 . Como se
mencionó, mientras que se negociaba la prórroga, Cerro Dragón multiplicó varias veces
sus reservas declaradas, hasta el momento en que ésta se aprobó. Luego, las reservas se
mantuvieron sin modificación.
Esta prórroga resulta muy importante ya que, al ser el mayor yacimiento y por
ende el más productivo y rentable de la Argentina, el acuerdo puso un techo de hecho a
las posteriores negociaciones: ninguna empresa firmará en adelante peores condiciones
ni mayores pagos que las requeridas a Pan American Energy en Cerro Dragón.
57
58
59
60
61
NPEL (2007).
Impuestos a los Ingresos Brutos y al Valor Agregado, retenciones, regalías y gastos de transporte y
almacenaje
Pan American Energy op. cit.
Pan American Energy, Estados Contables al 30/09/2009 en www.cnv.gov.ar
Solari Yrigoyen (2008).
44
En Octubre de 2008, la provincia de Neuquén procedió a prorrogar por 10 años
las concesiones de Repsol en esa provincia 62 con similares cláusulas (aunque
considerando un canon extra en caso de aumento del precio recibido por la empresa que
no existe en el caso de Cerro Dragón). En ningún punto se tuvieron en cuenta ni los
incumplimientos mencionados en el caso de Loma de la Lata ni la propia constitución
provincial que prohíbe la entrega de concesiones.
2.3.4- ENARSA
Luego de la desregulación y privatización del sector hidrocarburífero, Argentina y
Bolivia eran los únicos países de la región que carecían de empresas petroleras estatales.
Nuestro vecino logró recuperar Y.P.F.B. (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos)
y posteriormente nacionalizar los recursos hidrocarburíferos por lo que en la actualidad,
nuestro país es el único con su petróleo en manos privadas (casi en su totalidad
extranjeras).
La creación de Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) en 2004 se
presentó como el regreso de la participación estatal en el mercado hidrocarburífero. No
obstante, la empresa nunca tuvo un papel importante en el sector. Lejos de la tradición
de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (primera petrolera estatal del mundo y con
presencia decisiva en todos los niveles del sector petrolero), la nueva empresa carece de
la capacidad real de ser un jugador al menos ‘importante’ en el mercado energético,
aunque desde su creación, se descubrió que ese papel nunca estuvo en los planes de la
empresa.
La ley de creación de ENARSA (25.943/04) le otorga a la empresa amplios
objetivos que incluyen “el estudio, exploración y explotación de los Yacimientos de
Hidrocarburos (...) el transporte, el almacenaje, la distribución, la comercialización e
industrialización de estos productos y sus derivados, (...) la prestación del servicio
público de transporte y distribución de gas natural, (...) generar, transportar, distribuir y
comercializar energía eléctrica.” 63 . Según la propia empresa, su propósito fundacional
62
63
Cerro Bandera, Señal Cerro Bayo, Chihuido de la Sierra Negra, El Portón, Filo Morado, Octógono,
Señal Picada - Punta Barda, Puesto Hernández, que extraen el 9% del total del país. Pan American
Energy y Petrobras cuentan participación en algunas de estas áreas por lo que también se favorecieron
con esta prórroga.
Art. 1 Ley 25.943/04.
45
es ser “un instrumento de implementación de la política energética del Estado Nacional”
y “recuperar (...) la capacidad estratégica de acción de un estado soberano” 64 .
Sin embargo, cuando el ministro De Vido se presentó en el Congreso Nacional
para explicar el proyecto, argumentó que la empresa sería muy reducida, y su personal
“no superará las veinticinco personas, incluidos los directores” 65 . Queda claro que es
imposible que una empresa con tanta escasez de recursos humanos cumpla de manera
eficiente con los objetivos declarados en su creación. De ninguna manera una empresa
de estas características puede coordinar una política energética integral ni transformarse
en una empresa testigo del sector petrolero.
Durante la sesión en Senadores que le dio la media sanción, los legisladores
oficialistas se preocuparon en demostrar que la creación de ENARSA no era una
“incursión estatista”, sino que se creaba una Sociedad Anónima que “compite de igual a
igual, sin privilegios, asimetrías ni ninguna prerrogativa, pero tampoco ninguna
ventaja” 66 . Como si se temiera la acción del Estado y la existencia de una sociedad
anónima asegurara los beneficios del mercado. En este sentido, ENARSA no sólo es
una sociedad anónima sino que abre su capital social tanto a las provincias (hasta el
12%) y al sector privado (hasta el 35%) sin que se explique en ningún momento de
dónde provienen estas proporciones ni que quede muy clara la necesidad de asociarse
con el capital privado.
Paralelamente la ley le transfiere a ENARSA la titularidad de los permisos de
exploración sobre la totalidad de las áreas marítimas nacionales que no se hayan
concesionado. Es decir, al entregarse a la empresa todas las áreas del Mar Argentino, se
transfiere al sector privado, de forma gratuita, el 35% de las áreas con mayores
perspectivas de exploración petrolera del país.
Ante esta falta de recursos (no sólo monetarios sino también humanos), ENARSA
se transformó en una oficina de negocios, encargada de realizar todas las licitaciones del
área energética. Con las áreas más promisorias del Mar Argentino, la empresa firmó
permisos de exploración con empresas como Repsol, Petrobras o la chilena Enap
Sipetrol. Estas licencias fueron secretas (ya que sus detalles no fueron difundidos sino
mucho tiempo después) y significaron la entrega de esas zonas a manos de empresas
64
65
66
ENARSA (2009).
Exposición del ministro De Vido el 03/08/2004 ante las comisiones de Minería, Legislación General y
de Asuntos Administrativos del Senado. Versión taquigráfica, Senado de la Nación, 11/08/2004.
Discurso del senador Fernández, Versión taquigráfica, Senado de la Nación, 11/08/2004.
46
extranjeras y sin licitación alguna. El área que está más avanzada es la llamada E2,
ubicada frente a las costas santacruceñas. ENARSA sólo aportó la titularidad de las
áreas, y sus socios se harán cargo de las inversiones, que serán reintegradas en caso de
encontrar petróleo. Además de estas áreas off shore, cuenta con presencia en tres
permisos de exploración en la provincia de La Pampa.
Su participación en todas estas concesiones es ampliamente minoritaria, sin ser el
operador de ninguna. Por tanto, no es quien toma las decisiones relevantes de inversión,
extracción o agotamiento. En caso de encontrar petróleo, no podrá decidir su destino, ni
la tecnología necesaria para permitir una conservación racional del yacimiento. Por las
leyes actuales, los concesionarios pueden decidir exportar el petróleo encontrado, sin
que ENARSA pueda hacer nada al respecto. Actualmente se anunció una ronda de
licitaciones de concesiones en casi 120.000 km2 de Mar Argentino. Totalmente distinto
es el caso de Brasil, donde Petrobras es el operador de las áreas licitadas y quien toma
las decisiones según los intereses nacionales. En vez de tomar un papel activo en la
búsqueda y extracción de hidrocarburos, ENARSA sólo licita concesiones y entrega
áreas a empresas privadas, cuyos pésimos manejos de los recursos nos llevaron a la
situación actual. El modelo que se toma no es el de Y.P.F. ni el de Petrobras (también
con participación privada) sino el de la empresa pública Sonangol de Angola que se
limita a crear Unión Transitoria de Empresas (UTE) con las multinacionales
extranjeras 67 .
Siguiendo este criterio, ENARSA se encargó de realizar múltiples licitaciones de
obras públicas energéticas como el proyecto del Gasoducto del Noroeste Argentino, la
construcción de centrales de generación (como las de Brigadier López en Santa Fe y
Ensenada de Barragán en Buenos Aires) o el denominado ‘Energía Delivery’ que instaló
trece centrales térmicas de pequeño porte. Además, tiene a su cargo diversos planes y
proyectos que anteriormente dependían del Ejecutivo como la compra de gas natural
desde Bolivia, la construcción de una Planta de Inyección de Propano, la provisión de
gas natural licuado en los meses invernales, la ampliación del Gasoducto del Sur o la
compra de gasoil y su venta a precios subsidiados para el reemplazo de gas natural.
Todas estas tareas, sobre algunas de las cuales volveremos más adelante, son
responsabilidad del Ministerio de Planificación y nada tienen que ver con la actividad
de una empresa energética. Si bien muchas de estas medidas son importantes para el
67
Herrero (2006)
47
funcionamiento del sector energético argentino, de ninguna manera necesitaban la
participación de ENARSA sino que podrían haberse tomado directamente desde el
Poder Ejecutivo. Es decir, se sigue sin comprender el papel de ENARSA más que como
‘sello de goma’.
En donde sí se observa una activa participación de ENARSA es en el ámbito del
transporte de energía eléctrica. Cuando Petrobras compró los activos del grupo nacional
Pérez Companc, se incluyó dentro del paquete el 50% de la empresa Transener,
concesionaria del transporte de energía eléctrica de alta tensión. Como requisito para la
aprobación de la fusión, la brasileña debió vender esta participación ya que era
incompatible con sus activos en generación y distribución. Su lugar fue ocupado por
ENARSA y Electroingeniería en partes iguales, con lo que se generó la vuelta del
Estado Nacional a la gestión del transporte de energía desde las privatizaciones.
Merece una mención aparte la participación de ENARSA en Venezuela. Además
de encargarse de la importación de gasoil venezolano para reemplazar el gas natural
argentino en época invernal y de la creación de una empresa conjunta que sólo llegó a
abrir dos estaciones de servicio, la argentina cuenta con varios proyectos en común con
PDVSA. El más importante es la participación que la venezolana le otorgó en el Bloque
6 “Ayacucho” de la Faja Petrolífera de Orinoco. Para esto se creó una empresa mixta
entre PDVSA y ENARSA con una participación del 60% y 40% respectivamente. En la
actualidad está prácticamente completo el proceso de certificación de reservas, que se
estiman entre 450 a 500 millones de metros cúbicos de crudo. Es decir, en un sólo pozo
más que todas las reservas argentinas a 2008 (400 millones de metros cúbicos). No
obstante, entendemos que es un error considerar la participación de ENARSA en este
yacimiento como ‘reservas argentinas’ 68 ya que todo el petróleo encontrado
corresponde por soberanía a Venezuela. La empresa argentina apenas cuenta con una
concesión que de ninguna manera significa la propiedad de los recursos. Si se mantiene
esta lógica, esas reservas serían las únicas reservas argentinas, ya que los yacimientos
existentes en suelo nacional serían ‘españoles’, ‘brasileños’ o ‘ingleses’ según se
encuentren en concesiones de Repsol, Petrobras o Pan American Energy.
68
Esta posición aparece en frases como: “Con ENARSA (…) establecieron una alianza que le permitirá
al Estado argentino disponer de reservas comprobadas por prácticamente la misma cantidad de
petróleo probado que hoy tiene el país” Bernal (2007b) o “las reservas comprobadas de petróleo en
propiedad de ENARSA y PDVSA se ubicarían en aproximadamente un 64% por encima que las
reservas probadas de la Argentina, extendiendo su horizonte de 8,2 a 21,6 años” Bernal (2008).
48
Además, cabe aclarar que el otorgamiento a ENARSA de una participación en un
yacimiento tan importante por parte de la petrolera venezolana, así como el resto de los
proyectos en común, se relacionan íntimamente con los planes de integración energética
en la región por parte del gobierno venezolano ya que la argentina nada tiene que
ofrecer ni técnica ni financieramente. En este sentido, PDVSA funciona como una
herramienta de política exterior venezolana para América Latina, con una estrategia de
privilegiar la integración antes que el beneficio. A diferencia de la fuerte
transnacionalización de la empresa dirigida a los países desarrollados, la estrategia de la
empresa para Latinoamérica es el acercamiento hacia las petroleras estatales otorgando
grandes beneficios 69 .
Por su parte, la apertura del capital accionario de YPF por parte de Repsol a
capitales argentinos y su posible salida a la bolsa (postergada por la crisis financiera
internacional), fue mostrada mediáticamente como una ‘argentinización’ de la empresa.
No obstante, no se debe confundir este cambio accionario con una revalorización de los
intereses argentinos en el funcionamiento de la empresa ni con el proceso de
recuperación de la empresa petrolera boliviana. Para empezar, los nuevos accionistas
siempre permanecerán en minoría: 15% el grupo Petersen & Thiele de Eskenazi (25% si
es que compra el 10% según se acordó) y 20% flotaría en las bolsas de Buenos Aires y
Nueva York.
Se podría argumentar que con una presencia de este tipo, será posible un mayor
‘control argentino’ en las decisiones de YPF. Sin embargo, existen varias
incongruencias en ese planteo. Primeramente, el hecho de que existan accionistas
argentinos, no significa que se defiendan intereses nacionales. Desde la privatización de
Y.P.F., el propio Estado argentino mantiene un miembro en el directorio de la empresa
(gracias a la acción de oro), sin que haya el menor beneficio para el país ya que no se
sabe qué acciones tomó este representante para interrumpir el deterioro de la empresa y
la falta de inversiones.
Además, en caso de que los nuevos accionistas quisieran invertir en el país, se
encontrarían seriamente comprometidos financieramente. Esto es así, ya que Eskenazi
deberá afrontar un préstamo que le permitirá el pago del 14,9% de YPF (1.235 millones
de dólares), en parte a la propia Repsol. Para su cancelación, desde la entrada de
69
Ver un análisis de la transnacionalización de PDVSA en Mansilla (2008a).
49
Petersen, YPF realizó un fuerte programa de pago de dividendos que disminuye las
deudas de Eskenazi pero descapitaliza a la empresa.
Repsol, mientras tanto, sumando estos cobros a las extraordinarias ganancias
obtenidas en YPF, obtendrá más de los 15.000 millones de dólares gastados en 1998,
manteniendo además el control de la empresa. Con estos fondos, la empresa invertirá en
sus “activos estratégicos con alto crecimiento y alta rentabilidad” en el Golfo de
México, las costas de Brasil y el Norte de África. Es decir, esta venta accionaria lejos de
ser una ‘nacionalización’ o ‘argentinización’ en una clara ‘reprivatización’ de YPF.
2.3.5- Los planes Petróleo y Gas Plus
Como se mostró, las reservas argentinas de petróleo y gas llegaron a una situación
crítica en los últimos años. La falta de inversión heredada de la desregulación y
privatización de Y.P.F. fue continuada luego de la devaluación, más allá de cierto
crecimiento relativo en los últimos años.
Esto se mantuvo a pesar del aumento del precio internacional, que si bien no fue
retribuido en su totalidad a las petroleras debido a la existencia de las retenciones, hizo
crecer el monto reconocido por el petróleo, llegando a valores mayores a los existentes
durante la Convertibilidad y que superan los costos por barril.
Una de las principales medidas de presión por parte de las empresas en pos de un
aumento del precio del petróleo fue el abandono de las inversiones. Se mencionó que
luego de la devaluación, las empresas continuaron con un nivel mucho menor de
inversiones de riesgo que el existente antes de la privatización. Pero además,
comenzaron a limitar todas sus inversiones y disminuir la perforación de pozos para
explotación, logrando así que provincias y sindicatos apoyaran sus reclamos de mayores
ingresos, ya que la menor inversión disminuiría tanto los trabajadores contratados como
el pago de regalías.
En vez de sancionar a las empresas petroleras por los incumplimientos de sus
obligaciones, el congreso nacional aprobó en octubre de 2006 un régimen promocional
para el sector hidrocarburífero. Este régimen, creado por la Ley 26.154, otorgó
importantes beneficios fiscales para que las empresas petroleras realizaran inversiones.
Entre los beneficios se incluía la devolución anticipada del IVA, la amortización
acelerada de las inversiones a fin de abonar un menor monto por impuesto a las
ganancias y la exención del pago de derechos de importación (totalmente opuesto a una
política de ‘compre nacional’ que permita desarrollar una industria competitiva en
50
nuestro país). Los beneficios fiscales otorgados son similares a los existentes en el
Régimen Minero de 1993 70 . A cambio, las empresas deberían asociarse con ENARSA
sin que la ley estipulara en qué porcentaje, aunque se entendía que el mismo sería
minoritario 71 .
Es decir, el Estado financiaría parte de las inversiones de las grandes petroleras
(ya que la menor erogación de impuestos es equivalente a un aporte por parte de todos
los argentinos) sin recibir participación en las ganancias. Aunque este beneficio
corresponde únicamente para inversiones de riesgo que buscan nuevas reservas, el
hecho de que no se controle la información suministrada por las empresas hace que las
mismas presenten como inversiones en exploración pozos que no son sino perforaciones
en reservas conocidas. Esto hace que este ‘subsidio’ financie también perforaciones que
no encuentran nuevas reservas sino que sólo aumentan la posibilidad de extracción de
las petroleras. Esto se ve reforzado por el hecho de que se permita, mediante la
‘subdivisión’ de las concesiones, que áreas ya en producción, entren al régimen.
A diferencia de todos los países del mundo, incluyendo países ‘liberales’ que
nuestra derecha suele poner como ejemplo (entre otros, Canadá), que aumentaron su
presión fiscal sobre el petróleo a fin de apropiarse de parte de la renta extraordinaria
generada por el aumento del precio internacional, Argentina otorga facilidades
impositivas a las petroleras, con las que ninguna pyme cuenta.
En el año 2006, también fue lanzado el plan Energía Plus por el cual los grandes
consumidores de energía eléctrica debían abonar a los generadores mayores tarifas si
deseaban consumir más energía que el año anterior. De esta manera, se buscaba
incentivar que las generadoras aumentaran su potencia gracias a las mayores tarifas
pagadas por las grandes empresas.
Buscando repetir esta estructura, en el año 2008 se creó el Programa Gas Plus
(Resolución 24/2008) para aumentar las reservas gasíferas que habían disminuido
considerablemente. Según este plan, las empresas que invirtieran en obtener nuevas
reservas de gas natural recibirían un mayor precio por el gas despachado. Uno de los
objetivos del programa era incentivar el desarrollo de reservas no tradicionales de gas
natural (como el llamado tight gas o arenas compactas, ubicadas en reservorios de baja
70
71
Ortiz y Schorr (2007).
“La participación de ENERGÍA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA (ENARSA) en los resultados
producto de las actividades comunes que se realicen en el marco de la asociación que integre deberá
guardar una relación razonable respecto de las obligaciones asumidas y contribuciones realizadas por
ella” Art. 4° Ley 26.154.
51
permeabilidad que impiden su extracción con técnicas habituales). En este programa se
encuentran aprobados proyectos de Pan American Energy, Repsol, Apache Energy entre
otros 72 .
Posteriormente, se lanzaron los programas Petróleo Plus y Refino Plus 73 con
similares objetivos. Mediante Petróleo Plus se busca incentivar la extracción de
petróleo, otorgando un incentivo a la extracción que supere el nivel del primer semestre
de 2008. Este incentivo se recibirá sobre la totalidad de la extracción. Una vez por año,
se controlará que las empresas que reciben el subsidio hayan mantenido un nivel de
reposición de reservas que supere el 80% 74 . Es decir, se estará abonando un precio
superior al de mercado a petroleras que disminuyan sus reservas. El plan Refino Plus,
por su parte, otorga subsidios a la creación de nuevas refinerías o al aumento de la
capacidad instalada en las ya existentes.
Según el ministro De Vido, el programa Petróleo Plus traería inversiones por
8.570 millones de dólares en el sector, “incrementando la oferta energética, agregando
valor a las exportaciones, desarrollando actividades que permitirán mayor actividad
económica y más energía para acompañar el crecimiento de la Argentina” 75 .
La gran falencia de estos programas es que en ningún momento se analizan los
costos de las empresas. Consideramos correcto que se subsidie la inversión en reservas
que sólo se pueden desarrollar a valores mayores que los existentes actualmente (pero
inferiores a los de importación). El problema es que en ningún momento estos planes
controlan que esos proyectos necesiten el subsidio estatal para su realización y no que
los precios reconocidos sean suficientes, por lo que el subsidio se transforma en
ganancia extraordinaria sobre la importante renta petrolera apropiada.
Asimismo, en ningún punto de la reglamentación se controla que las inversiones
que se están subvencionando sean superiores a las ya comprometidas por los contratos
de concesión. Así es como el Estado Nacional financiará parte de las inversiones que
Repsol había prometido en la prórroga de su concesión de Loma de la Lata. A pesar de
los grandes incumplimientos en que incurrió Repsol en esta concesión (mencionados
anteriormente) el Estado premia a la empresa con mayores ingresos en vez de castigar
las irregularidades.
72
Schneider (2008)
Decreto 2014/08
74
Lo que significa que de cada diez barriles extraídos, se encuentren reservas por ocho, por lo que las
reservas disminuyen en dos barriles.
75
Parte de Prensa del Consejo Federal de Inversiones (CFI) del 12/11/2008.
73
52
Al no ser revisados los costos y ganancias de las empresas, y al otorgarles
subsidios y aumentos de precios indiscriminados, se están transfiriendo ganancias
extraordinarias a las empresas petroleras directamente de las arcas fiscales. Además, se
cede al reclamo de las empresas, reconociendo que los precios del petróleo, a pesar de
ser varias veces superiores al costo informado por las propias empresas, no alcanzan
para sostener nuevas inversiones. De esta forma, se busca justificar la extraordinaria
caída de inversiones, reservas y extracción en el accionar del Estado por no reconocer a
las empresas el precio internacional, desligando de toda responsabilidad a las petroleras,
que no cumplen sus obligaciones aún cuando obtienen grandes ganancias.
3- TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL
En este capítulo, analizaremos las características del sector gasífero, haciendo
hincapié en el denominado downstream que incluye la distribución y el transporte y
dejando afuera la parte de extracción y reservas (upstream) que fuera explicitada
anteriormente.
3.1- Privatización de Gas del Estado
Como se describió al revisar la historia de los hidrocarburos en Argentina, a
comienzos de la década de los noventa, el sector estaba bajo el monopolio de la estatal
Gas del Estado que se encargaba del transporte y la distribución del gas natural,
quedando la extracción en manos de Y.P.F.
La desregulación del sector hidrocarburífero modificó el upstream, pero el
Estado continuó monopolizando el resto de las etapas.
No obstante, se empezaron a preparar las bases para la privatización de Gas del
Estado con medidas como la alineación del precio del gas natural con el precio
internacional del petróleo. La estatal se encontraba dentro de las empresas a pasar al
sector privado, a pesar de no presentar
ninguno de los vicios del Estado
sobredimensionado y sus ´empresas ineficientes`, denunciados tanto por la
administración menemista como por los medios masivos de comunicación. En 1991, se
dictó el decreto Nº 48 que ordenó la privatización de Gas del Estado a pesar de contar
con balances positivos e indicadores positivos de eficiencia.
En 1992, se aprobó la Ley N° 24.076/92 de privatización de Gas del Estado,
creando un nuevo marco regulatorio para la actividad. Mientras que la extracción se
53
desregulaba, dejando libre al ‘mercado’ para la determinación de los precios, las etapas
de transporte y distribución se reconocían como monopolios naturales, por lo que se
mantenían la regulación por parte del Estado para tratar de hacer llegar a ese mercado
monopólico a las condiciones de competencia. La propia ley creó el Ente Nacional
Regulador del Gas (ENARGAS) encargado de controlar al sector y estipular las tarifas
de las privatizadas (y no los precios de mercado). De dominar todos los aspectos del
sector gasífero, el nuevo papel del Estado quedó limitado a 76 :
•
Garantizar que se proporcionen los servicios, en calidad y cantidad adecuada y
que, además, tengan continuidad en el tiempo.
•
Asegurar la universalidad del servicio, o al menos promover un acceso en
condiciones igualitarias a todos los habitantes bajo el intento de que las
carencias no sean significativas.
•
Administrar con prudencia los bienes comunes, como son los recursos naturales,
de modo tal de no producir ni su despilfarro, ni su agotamiento, a fin de asegurar
su disponibilidad (y/o su reemplazo por otro recurso similar) a las generaciones
futuras.
•
Prevenir distorsiones graves en materia de equidad y/o de beneficio social que
pudieran producirse a partir de una inadecuada operación de los servicios o de
las mismas condiciones restrictivas y/o monopólicas bajo las cuales se presta el
servicio.
Con su privatización, Gas del Estado fue transformada en dos empresas de
transporte y ocho de distribución. Cada una de estas empresas recibió una licencia por
35 años, con opción a 10 más. Los activos de transporte fueron divididos,
geográficamente, en dos sistemas de gasoductos troncales, el Norte y el Sur, con el fin
de que ambos sistemas tuvieran acceso tanto a las fuentes de abastecimiento de gas
como a los principales centros de demanda. 77
El esquema implementado en el sector energético propuso poner fin al
monopolio estatal en la prestación de servicios, proponiendo un sistema de mayor
competencia en los mercados con el objetivo de lograr una mayor eficiencia y un mejor
aprovisionamiento de los servicios a los usuarios. Pero la privatización de Gas del
Estado no buscó esa ‘mayor competencia’ sino que, debido al marco regulatorio, a las
76
77
Ver Ley N°24.076.
Ver mapa en Anexo.
54
cuestiones geográficas de ubicaciones de las cuencas y al trazado de los gasoductos
troncales existentes, las condiciones permitieron la maximización de las ganancias de
las concesionarias. La supuesta ‘competencia por comparación’ que se pretendía llevar a
cabo fue impracticable ya que además del alto grado de concentración de la oferta, la
industria del gas quedó subdividida en dos sistemas de producción-transportedistribución definidos geográficamente y emparentados internamente por la presencia
simultánea de fuertes grupos económicos en cada etapa como Repsol, Techint y Pérez
Companc (Petrobras luego del año 2000). Esta concentración, centralización e
integración vertical de las empresas del sector infringe claramente lo estipulado en la
Ley 24.076, pero fue permitida como una forma de garantizar al Estado un mayor
ingreso por la venta de la empresa estatal. 78
Resulta interesante mencionar los bajos precios a los que el Estado transfirió los
activos de Gas del Estado al sector privado. La urgencia por conseguir divisas para
poner en marcha el nuevo plan económico de caja de conversión, llevó a que las
empresas adquirieran los activos al 70-90% de su valor real. 79
Los montos obtenidos por la privatización fueron realmente bajos, tanto si se los
compara con los valores de reposición (calculados por una consultora extranjera) 80
como por el tiempo en que las empresas recuperaron los montos invertidos. Gracias a
las ganancias extraordinarias que garantizaba el Marco Regulatorio, al haber obtenido
un mercado cautivo de un servicio básico como el gas natural y sin necesidad de
inversiones de riesgo, las empresas obtuvieron rápidamente las ganancias suficientes
para cubrir lo invertido. Las transportistas necesitaron menos de 4 años para recuperar
lo pagado al Estado, mientras que las distribuidoras lo hicieron en menos de 7 años a
pesar de contar con la concesión por muchos años más.
Al igual que en otras privatizaciones, el Estado estipuló aumentos previos en el
precio del gas natural de boca de pozo, para que la compra de las empresas por parte del
sector privado fuera más rentable, garantizando así mayores beneficios. Medido en
dólares de 1990 (para permitir una correcta comparación) se pasó de un costo de U$S
78
Para ver más en detalle el rol de los grupos económicos, su conformación y su poder en la industria del
gas véase Koszulj (2004), Azpiazu (2002).
79
Pistonesi (2001)
80
Kozulj (1993)
55
0,62 MMbtu 81 en 84-89, a U$S 0,88 MMbtu en 90-92, y luego la misma aumentaría a
U$S 0,90 MMbtu en 1993 (tarifa ya regulada por el ENARGAS). 82
En cuanto al comercio exterior de gas natural, es importante tener en cuenta que
el nuevo Marco Regulatorio permite con total libertad la importación de gas, pero en
cuanto a las exportaciones, las mismas quedan sujetas a aprobación en tanto no afecten
el abastecimiento interno. No obstante, en la práctica se autorizaron automáticamente
grandes proyectos de exportación de gas natural por medio de los trece gasoductos
creados específicamente para esto, a pesar de que las reservas cayeron durante toda la
década. Como se verá más adelante, las exportaciones recién fueron limitadas cuando el
faltante de gas en el mercado interno fue insostenible, al punto que se procedió a
importar gas de Bolivia antes de disminuir las exportaciones a Chile.
Es interesante señalar que el contrato con Bolivia, por ejemplo, fue renegociado
a precios mucho menores que los que rigieron en el pasado, con lo cual una de las
mayores causas de las dificultades financieras de Gas del Estado quedaron resueltas en
1992-1993. Tanto las importaciones como las exportaciones de gas natural, van a influir
en las estrategias de expansión del sistema, con la creación por ejemplo de nuevos
gasoductos de exportación. El comercio exterior de gas natural va a tomar mayor
relevancia luego de la devaluación del tipo de cambio en el año 2002, donde las tarifas
de exportación en dólares (y no reguladas) van a empezar a representar una mayor
proporción de los ingresos para las empresas.
Como consecuencia de la desregulación y el nuevo marco regulador generado
con la privatización de Gas del Estado, el Estado argentino quedó cumpliendo la
función de ‘regulador’ de la actividad de las empresas privatizadas (más claramente en
las etapas de transporte y distribución) y no el de planificador. Únicamente participa
para autorizar o desautorizar las exportaciones, tema que va a tomar mayor relevancia a
partir del 2004, cuando se hará más evidente la escasez de dicho recurso.
En cuanto a la demanda de gas natural, la misma aumentó notablemente a lo
largo de la década. La demanda interna a nivel general aumentó en un 38% de 1993 al
2001, pasando de un consumo local de 64 millones de m3/día en 1993 a otro de 88,5
millones de m3/día (en el 2000 se había llegado al máximo de 91 millones de m3/día).
Dicho aumento es explicado principalmente por el mayor volumen demandado por las
usinas eléctricas cuyo incremento en dicho período se dio en 13,5 millones de m3/día,
81
82
MMbtu se refiere a Millón de BTU (unidad británica de medición de gas natural)
Kozulj (2000)
56
seguidas por el aumento de las industrias (5,2 millones de m3/día), de los residenciales,
los comerciales y el GNC (con aumento de 3,8, 2,5 y 0,5 millones de m3/día
respectivamente). 83
Pero este incremento en la demanda interna no estuvo acompañado por
inversiones que aumentaran la estructura de transporte y distribución recibida de Gas
del Estado. Desde el gobierno argentino, existió la concepción de que la expansión del
abastecimiento sería asegurada de modo automático por la alta rentabilidad que les
generaría a las empresas, pero ante la falta de una regulación sobre las inversiones
obligatorias, la expansión del sistema si bien creció notablemente, no respondió a las
previsiones de demanda a largo plazo. 84 Mientras se construían grandes gasoductos para
la exportación de gas, las empresas transportistas no crearon nuevos gasoductos
pensando en el mercado interno; sólo se agregaron loops o plantas compresoras,
inversiones mucho menores que simplemente aprovechaban los activos recibidos de Gas
del Estado.
Teniendo en cuenta la localización de la demanda insatisfecha, la cual se vio
incrementada año tras año, las empresas optaron por aprovechar las instalaciones ya
heredadas de Gas del Estado realizado inversiones de menores riesgos. En el caso de los
habitantes localizados en las provincias del noreste del país, los que no tienen acceso a
las redes de transporte y distribución de gas natural, no resultaba ‘rentable’ para las
empresas la construcción de nuevos gasoductos y redes de distribución. El marco
regulatorio vigente, por su parte, no las obligaba a realizar tales inversiones (más
riesgosas). Sólo el Estado, quien no busca una ganancia sino un beneficio social, podría
hacer suplir esta demanda insatisfecha. Cabe mencionar que en estas provincias, las que
presentan los mayores índices de pobreza del país, los usuarios deben pagar el gas que
consumen (gas licuado del petróleo, conocido como garrafa) a un precio superior al gas
natural por redes.
En cuanto a la ampliación de las redes de distribución, necesaria por el aumento
de la demanda en los centros de consumo, la misma se realizó con fuerte financiamiento
de los usuarios, quienes recuperaron tan sólo una parte del costo de la inversión
transferida obligatoriamente a las compañías de distribución.
83
Ver Tabla Nº I y Gráfico Nº V del Anexo con evolución de la demanda de consumo local de gas
natural.
84
Koszulj (2005)
57
En relación a las tarifas de gas natural, el esquema implementado tras la
reforma del sector se propuso modificar algunos conceptos básicos, argumentando que
los niveles tarifarios previos no reflejaban los costos; las tarifas eran de naturaleza
política (por objetivos antiinflacionarios y/o redistributivos); contenían muchos y
elevados impuestos y eran diferenciadas por tipo de usuario más que por tipo de
servicio; existían subsidios cruzados entre diversos tipos de usuarios y existía una total
indefinición del mercado mayorista del gas 85 . Entonces, tras la reforma, la tarifa a pagar
por el usuario final quedó compuesta por: el costo del gas (pagado a la empresa
‘productora’), la tarifa de transporte y la de distribución. Este mecanismo (conocido
como pass-through) permite que todo cambio en el precio del gas en boca de pozo o en
las tarifas de transporte y distribución sea trasladado íntegramente al consumidor final.
Las tarifas de transporte y distribución quedan estipuladas por el ENARGAS, adoptando
el sistema de price cup o precio máximo ajustable semestralmente por PPI (Producer
Price Index - Índice de Precios al Productor de Estados Unidos) y por un factor de
productividad. Dichas tarifas son revisadas cada 5 años, y allí se decide si deben ser
modificadas o no. Se crea un ‘sistema abierto’ o de open season en donde las empresas
ofertan la capacidad disponible de gas natural en la red de transporte y en la red de
distribución.
El ente regulador debe garantizar a los transportistas y distribuidores que operen
de manera adecuada, la obtención de ingresos suficientes para satisfacer todos los costos
operativos razonables del servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad
razonable (en el sentido de rentabilidad que se podría obtener en otras actividades de
riesgo comparable, debiendo además guardar relación con una cierto grado de eficiencia
y, por ende, de prestación satisfactoria de los servicios). En lo referente al PPI, dado que
la variación del índice fue mayor a la variación de precios internos durante la
Convertibilidad, las empresas de transporte y de distribución se vieron beneficiadas con
dicho ajuste, que iba en contra de la prohibición de indexación dictada por la ley de
Convertibilidad.
El precio del gas en boca de pozo fue desregulado en 1994 (antes era estipulado
por el ENARGAS), quedando en manos del ‘mercado’, a diferencia del gas importado
de Bolivia, cuyo costo fue concertado en negociaciones entre ambos países. En cuanto a
las tarifas finales, la evolución fue muy distinta según los diferentes sectores. Mientras
85
Ver ENARGAS, Informe 1993, capítulo VI.
58
que el Índice de Precios Mayoristas (IPIM) subió un 15,8% entre marzo de 1991 y junio
de 2001, la tarifa para las pequeñas empresas subió un 23,8%. En cambio, para los
Grandes Usuarios, el aumento fue de 11,3% para los usuarios que contrataban gas en
firme (es decir, que se garantizan el suministro) y de apenas el 6,3% para las empresas
‘interrumpibles’ (es decir, las grandes empresas con capacidad de reemplazar el gas
natural por combustibles líquidos en los meses de invierno). Para los usuarios
residenciales el aumento de tarifa, en promedio, en el mismo período fue del 127%
(contra un 58% del Índice de Precios al Consumidor) 86 .
Es decir que el funcionamiento ‘de mercado’ significó un castigo para los
consumidores cautivos que no fueron capaces de reemplazar al gas natural. Para los
hogares y las pequeñas empresas, la tarifa de gas natural aumentó mucho más que el
resto de los artículos (medidos por el Índice de Precios al Consumidor o Mayorista,
respectivamente). En cambio, las mayores empresas con grandes consumos de gas que
les permitía modificar sus procesos productivos para utilizar otros energéticos, tuvieron
la posibilidad de negociar el precio, obteniendo un aumento de apenas 6% en 10 años.
Como conclusión de esta etapa, la privatización de Gas del Estado cambió el
monopolio del estado por un oligopolio de unos pocos grupos económicos con una
fuerte integración vertical, aunque con cierta regulación por parte del Estado, sobre todo
en lo que se refiere a tarifas. Las mismas beneficiaron a los consumidores grandes y con
capacidad de reemplazar el consumo de gas, castigando con grandes aumentos a los
pequeños consumidores. Los objetivos de maximización de beneficio a corto plazo de
las empresas, llevaron a bajos niveles de inversiones y a mayores niveles de
exportaciones del recurso. Queda claro que el gas natural ha dejado de tener la
importancia estratégica que tenía en las décadas anteriores, donde era totalmente
regulado por el Estado cuyo objetivo era garantizar su uso y permitir la apropiación
pública de su renta.
3.2- El gas natural desde la devaluación
Luego de la devaluación y de la Ley de Emergencia Pública, se rompió la
estructura regulatoria de la década de los noventa, y no se generó una nueva estructura
normativa. A partir de ese momento, el Estado fue generando una serie de medidas para
solucionar los problemas del sector, cada vez que sucedían. La intervención del Estado
86
Azpiazu y Basualdo (2004)
59
en este período se distinguió claramente de la de los primeros años del sector, donde la
presencia estatal fue dominante, pero también se separó de la larga década privatizadora
en donde el papel del Estado se reducía a socorrer al mercado. Si bien actualmente se
observa una fuerte intervención estatal en el sector, la misma no se realiza dentro de una
planificación, sino que va detrás de las necesidades y los inconvenientes. A la fecha no
se ha reemplazado el aparato regulatorio anterior, ni renovado o reemplazado los
contratos con las empresas del sector, a pesar de haberse previsto su finalización para
junio de 2002.
3.2.1- Las modificaciones regulatorias
En enero de 2002, la Ley de Emergencia Pública rompió con el régimen
instaurado por el gobierno de Menem, lo que significó el abandono del tipo de cambio
fijo. A su vez, generó la pesificación y el congelamiento de las tarifas de transporte y
distribución y del precio del gas natural de boca de pozo. Esto estableció una
modificación en los contratos de licencia de las prestadoras de los servicios de
transporte y distribución.
Luego de la pesificación, las tarifas fueron estipuladas por la Secretaría de
Energía rompiendo con el modelo de pass-through implantado con las privatizaciones.
Con el congelamiento de las tarifas de los servicios de transporte y distribución de gas
natural, las empresas se vieron imposibilitadas para traspasar sus mayores costos a los
consumidores finales (no siendo así la situación para las empresas extractoras).
Dado que la pesificación redujo fuertemente sus ingresos en dólares, las
empresas del sector reclamaron la renegociación de sus contratos y la ‘seguridad
jurídica’ perdida. El Poder Ejecutivo creó la Unidad de Renegociación y Análisis de
Contratos de Servicios Públicos (UNIREN) con el objetivo de realizar la renegociación
de esos contratos. Si bien la fecha límite original para su terminación era junio de 2002
(según el Decreto 293/02), este plazo fue prorrogado en múltiples oportunidades.
Muchas empresas comenzaron a renegociar sus tarifas con la UNIREN, reclamando el
ajuste tarifario que planteaban las licencias. Pero, además de los pedidos formales
realizados por las empresas, las mismas comenzaron a presionar por otros medios: el no
cumplimiento de las inversiones y el abandono total de la exploración. Esto, sumado a
la creciente exportación de hidrocarburos, será el motivo de la escasez de gas natural.
La opinión de las empresas fue sintetizada por la Asociación de Distribuidores
de Gas (ADIGAS). La cámara sostuvo que: “Las empresas distribuidoras y
60
transportadoras de gas natural, nucleadas en Adigas, han logrado que la Argentina
cuente hoy con una de las industrias del gas más moderna, sólida, eficiente y
competitiva del mundo. Sin embargo, todos estos logros se ven seriamente amenazados
como consecuencia de la crisis del año 2002 provocada por los cambios en las reglas de
juego, el congelamiento y pesificación de las tarifas, a lo que se suma el endeudamiento
del sector que asciende a 2.400 millones de dólares, y que fue asumido para poder
realizar las inversiones adicionales.” 87 Primeramente, recordando lo sucedido luego de
la privatización de Gas del Estado, se descubre que a pesar de lo sostenido por la
cámara, si Argentina cuenta con una significativa industria gasífera, se debe al esfuerzo
de todos los argentinos por medio de sus empresas estatales, sin que los miembros de
Adigas hayan contribuido con inversiones de riesgo. Pero más discutible aún es el
planteo de que la pesificación de las tarifas provoca, tanto el posible default de las
empresas, como la cancelación de las inversiones.
En cuanto al fraccionamiento y distribución de Gas Licuado de Petróleo,
conocido como ‘garrafa’, como nunca fue regulado por el Estado después de la
privatización, con posterioridad a la devaluación, el precio del GLP aumentó mucho
más que la tarifa de gas natural. Como la garrafa es el combustible utilizado por los
sectores con menores ingresos de la sociedad y ya durante la Convertibilidad su precio
era superior al del gas natural, esta ‘libertad de precios’ significó una distribución más
regresiva. En 2005, se creó por la Ley 26.020 el Marco Regulatorio del GLP que
sostiene a la industria como de ‘interés público’, negándole el carácter de ‘servicio
público’ que hubiera significado su control por parte del Estado, reemplazando su
precio por tarifas. Los ingresos ‘no regulados’ provenientes del gas licuado de petróleo
comenzaron a ser parte importante de las ganancias de las concesionarias de gas natural
(fundamentalmente TGS) cuando anteriormente era visto como un negocio marginal.
Ciertas empresas como Gas Natural Ban, Gasnor, Camuzzi Gas Pampeana,
Gamuzzi Gas del Sur, Litoral Gas, Ecogas Cuyana, Ecogas Sur, TGS y Metrogas,
llegaron a acuerdos transitorios, a través de los cuáles sus tarifas se vieron corregidas
transitoriamente. Otras empresas iniciaron acciones legales en el Centro Internacional
de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), tribunal arbitral constituido
en el seno del Banco Mundial, para proteger las inversiones de empresas trasnacionales.
87
Adigas (2003)
61
Finalmente, las presiones de las empresas (tanto las prestadoras de servicio de
distribución como las encargadas de la extracción) por un aumento de tarifas, llevaron al
país a la supuesta crisis energética que pretendían que se desencadenara en 2004.
3.2.2- La ‘crisis’ como presión
En febrero de 2004, nuestro país sufrió un inusual recorte en el gas abastecido,
dado que se trataba de un mes estival, de reducido consumo. Esta situación repercutió
en el invierno de 2005, cuando se registraron nuevos cortes de suministro. Las empresas
acusaron a los bajos precios y al intervencionismo estatal de imponer tarifas ‘políticas’
que no cubrían los costos económicos al tiempo que incentivaban un consumo
desmedido de gas natural. Argumentaban que el nivel de rentabilidad postConvertibilidad no les permitía invertir para asegurar el abastecimiento de los mercados.
Como se describió anteriormente, este discurso fue el justificativo para una descomunal
caída de reservas de gas natural desde la devaluación.
Este punto de vista de las empresas fue compartido por numerosos ‘analistas’
que lo presentaban a la opinión pública. Como ejemplo, un ex Secretario de Energía
opinaba que “no era de extrañar que la producción de gas natural empezara a mostrar
signos de estancamiento y que las reservas siguieran cayendo a un ritmo vertiginoso.
Los nuevos precios controlados alentaban el consumo de gas natural, pero no
remuneraban los costos económicos de la oferta y de la infraestructura” 88 . Ésta era la
visión de numerosos centros de opinión vinculados con las empresas y las políticas
neoliberales 89 .
El hecho de que las empresas pugnen por mayores ingresos no debe
sorprendernos, ni tampoco corresponde criticar a una empresa privada por tener la
actitud de un agente económico privado; lo que “sí debe criticarse es que las empresas
cometan incumplimientos contractuales, fraudes contables y evasión impositiva, y, por
sobre todo, que el Estado no se haga cargo de esa problemática y fomente el descontrol
de los mercados energéticos, en detrimento del abastecimiento presente y futuro del
aparato productivo nacional” 90 .
La evidencia empírica muestra que la escasez de gas fue sobredimensionada por
las petroleras, por lo que la crisis energética puede ser vista como una presión por parte
88
Montamant (2007)
Por ejemplo ver la posición de FIEL en Cont y Navajas (2006)
90
De Dicco (2006)
89
62
de dichas empresas para obtener aumentos en el precio del gas de boca de pozo: “Ello se
deduce a partir del hecho de que la crisis de abastecimiento de gas se presentó en los
meses del período estival y otoñal, cuando la demanda se halla lejos de los picos
invernales que son propios del sistema argentino. De hecho la crisis de inyección de gas
se presentó en un nivel total de demanda no superior a los 80 a 105 millones de m3/día,
cuando el sistema tenía una capacidad de alrededor de 120 millones de m3/día y era
capaz de superar ese pico” 91 .
Cabe destacar además, que las inversiones que hubiesen expandido el sistema a
largo plazo, a pesar de no hacerse en este período con la justificación de la no
rentabilidad, tampoco fueron realizadas durante la Convertibilidad donde la rentabilidad
era la adecuada. Otra de las ‘excusas’ presentadas por las empresas fue el abrupto e
inesperado aumento del consumo registrado, gracias al congelamiento de las tarifas que
incentiva el derroche. Viendo el siguiente gráfico se puede dar cuenta de que desde el
2004 en adelante, no se presentan valores tan alejados de los registrados anteriormente
(es más, en el año 2003 el incremento fue mayor). Sobre todo cuando entre 1960 y
1990, bajo la administración de Gas del Estado, el consumo
había registrado un
aumento sostenido del 11% anual.
Gráfico Nº 11: Evolución del consumo local de Gas Natural.
140
Residencial
Comercial
Industriales
Generadores Eléctricos
GNC
Otros
120
MMm3/día
100
19,5
80
60
40
20
14,3
5,1
16
5,6
7,2
24
21
8,3
21,4
8,7
28,3
29,3
19,7
18,6
19,8
7,8
7,6
33,4
34,7
29,7
31,2
8,3
31,2
24,4
21,3
22,7
22,9
25,3
26,5
27,2
29,9
2,8
19,3
2,7
19,3
2,8
3,1
3,1
3
20,1
20,1
21,8
2001
2002
2003
2004
2005
3,4
3,2
21,7
26,5
24,6
2006
2007
2008
0
Fuente: Elaboración propia en base a datos del Enargas y de la Secretaría de Energía
Analizando el consumo por sectores, es cierto que existió en el 2004 un aumento
significativo en la demanda de GNC, pero dicho crecimiento podría haber sido previsto
dado que en el 2003 también dicha demanda se había incrementado notablemente como
consecuencia de los menores precios en relación a los otros combustibles. Además el
91
Koszulj (2005)
63
GNC apenas representó el 8% del consumo de ese año. Vale aclarar que ni la demanda
industrial, ni la del sector de generación eléctrica, ni la residencial y ni la comercial (es
decir, el resto del consumo) varían ampliamente ante variaciones en los precios: la
demanda industrial responde a los niveles de actividad (que se empiezan a recuperar de
la crisis del 2001 a partir del año 2003); tanto la demanda residencial como la comercial
responden al crecimiento de la población urbana, el mejoramiento de las viviendas y la
situación climática. Por su parte, la demanda de la generación eléctrica responde al nivel
de hidraulicidad (ya que las centrales a gas deben generar la electricidad que no se
obtiene de las centrales hidroeléctricas si los caudales son reducidos), el consumo
eléctrico y la estructura de generación heredada de la década de los noventa. Las
variaciones en los precios ayudan al aumento de la demanda, pero no es el factor
explicativo principal de cada caso.
Como respuesta a esta presión, el Gobierno comenzó por utilizar la única medida
que tenía a su alcance: restringir las exportaciones a fin de abastecer al mercado interno.
Más tarde, impuso ciertos cambios en las tarifas para hacer frente al descalce existente
entre oferta y demanda del recurso. Las restricciones a las exportaciones,
principalmente a Chile, se hicieron de manera gradual, comenzaron en mayo de 2004
con 6,2 MM m3/día y llegaron a su punto máximo a 23,7 MMm3/día en agosto de
2007. 92 Sin embargo, a pesar de los anuncios del gobierno nacional de impedir las
exportaciones, en el año 2004 se envió a Chile casi un 15% más de gas natural que el
año anterior. Además, a partir de 2004, las exportaciones de gas natural comenzaron a
abonar una retención del 20%. Tanto las restricciones como las retenciones afectaron
principalmente a las empresas transportadoras que contaban con varios contratos de
exportación a largo plazo. Los ingresos provenientes de dichos contratos, al ser en
dólares y con tarifas no reguladas, comenzaban a tener una participación importante
sobre el total de los ingresos de las compañías luego de la devaluación del tipo de
cambio.
Lo que finalmente resolvió el faltante del año 2004 fue la implementación de las
Resoluciones 180,181 y 208/04 de la Secretaría de Energía por medio de las cuales se
llegó a un acuerdo donde los productores garantizaban el abastecimiento interno a
cambio de incrementos graduales en los precios que llegarían a los niveles de la
Convertibilidad. Estos aumentos influirían de manera directa en los precios finales
92
Ver Gráfico Nº VI del Anexo con la Evolución a las restricciones a las exportaciones a Chile.
64
pagados por los consumidores industriales, no exigiéndoles a las petroleras un
compromiso real de abastecimiento ya que los volúmenes que las empresas se obligaban
a entregar eran menores a los extraídos en 2003. Por otro lado, el volumen de
importación de gas de Bolivia se vio incrementado. Las mismas empresas que habían
limitado su producción en Argentina, además de obtener un aumento de precios,
lograban una mayor colocación de gas natural desde sus pozos de Bolivia, recibiendo
por ello el precio internacional. Esto recién pudo ser roto cuando YPFB fue recuperada
por parte del estado boliviano y el Gobierno de Evo Morales efectuó la nacionalización
de los hidrocarburos. Ambas medidas terminaron beneficiando a las empresas
extractoras, sin que las mismas se vieran obligadas a realizar nuevas inversiones en
exploración a fin de aumentar las reservas del recurso, que continuaron cayendo año a
año.
Las Resoluciones 180 y 181 no sólo aumentaron el precio del gas natural
recibido por las petroleras, sino que quebraron la estructura tarifaria establecida. Esto
fue así ya que establecieron que los consumidores industriales (aún los pequeños)
comenzaran a adquirir gas natural directamente de productores y comercializadores. Las
negociaciones del valor del gas pasaron a ser conducidas directamente por los
productores y los grandes consumidores de gas comerciales e industriales, negando la
caracterización de ‘tarifa’ que tenía el gas natural al ser un ‘monopolio natural’ y
reemplazándola por un mero ‘precio’. Según lo menciona Gustavo Calleja, “se cumple
el sueño de Martínez de Hoz” 93 de transformar las tarifas reguladas por el Estado en
precios de mercado. A partir de entonces, cualquier pyme debe ‘negociar’ con Repsol o
Total por el precio del gas natural. No hace falta mencionar que esto traiciona hasta la
más simple idea de ‘mercado’.
Por otro lado, con el Decreto 180, el Estado decidió crear el Fondo Fiduciario
para atender Inversiones en Transporte y Distribución de Gas, lo que significó un cargo
por el cual los consumidores financian las inversiones necesarias en redes para poder
abastecer la demanda creciente que las empresas de transporte y de distribución no
realizaban, culpando al congelamiento de las tarifas de la caída en la rentabilidad. Es a
partir de ese momento cuando el Estado argentino empieza a intervenir fuertemente en
las tarifas del sector gasífero mediante la creación de cargos específicos. Algo parecido
sucederá en el sector eléctrico, como se describirá más adelante, bajo el amparo de la
93
Calleja (2004)
65
Ley Nº 26.095 referente a los cargos específicos para el desarrollo de obras de
infraestructura energética para la expansión del sistema de generación, transporte y/o
distribución de los servicios de gas y electricidad.
3.2.3- Los nuevos cargos tarifarios
La primera transformación en la estructura tarifaria luego de la devaluación, fue
la creación del mencionado Fondo Fiduciario para atender Inversiones en Transporte de
y Distribución de Gas. El objetivo exclusivo de este Fondo era el de financiar las obras
de expansión que las empresas habían dejado de realizar, mediante un incremento en las
tarifas de los clientes industriales y de GNC específicamente, a partir de las tarifas de
julio de 2005. A este aumento se lo denominó Cargo Fideicomiso Gas (CFG 1).
Con los montos recaudados se conformó el Programa “Fideicomiso de GasFideicomisos Financieros” que sirvió de marco para la obra de ampliación del sistema
de gasoductos. Nación Fideicomisos S.A., sociedad estatal propiedad del Banco de la
Nación Argentina, se constituyó como Comitente, mientras que el ENARGAS pasó a
ser el Organizador del Proyecto, en representación del Ejecutivo. Las empresas
transportadoras operaron como Gerentes del Proyecto, y a su vez aportaron un
porcentaje del total. Con posterioridad a la finalización de las obras, dichas empresas
fueron las encargadas de operar y mantener esos gasoductos cobrando un monto por
eso.
Las obras realizadas permitieron aumentar la capacidad de transporte en 4,7
millones de m3/día (1,8 MM m3/día el sistema de TGN y 2,9 MM m3/día el de TGS).
Esta expansión resultó para TGS la mayor de su sistema de transporte de gas de su
historia.
A su vez, en abril de 2005 el gobierno decidió crear el Programa de Uso
Racional de Gas Natural. Dicho programa se basa en un sistema de incentivos y
penalidades por menor o mayor consumo del estimado por tipo de cliente (donde las
penalidades resultan mayores a los incentivos). Con esto, se muestra en parte la
preocupación del gobierno frente al posible desabastecimiento del recurso, pero dado
que este programa sólo incluye a las categorías de residenciales (R1, R2 y R3) cuyo
nivel de consumo se ubica en el primer o segundo escalón de la categoría, el ahorro que
podría lograr no resulta significativo sobre el total del consumo del recurso natural.
Además, buscar un ‘uso racional’ del combustible por medio de mayores costos
no hace sino fortalecer la tesis presentada por las empresas y numerosos analistas de que
66
los bajos precios incentivan el aumento desmedido del consumo. En realidad, la energía
no puede manejarse como una mercancía más ya que se trata de un insumo básico para
la vida y el desarrollo. Por tanto, su consumo depende mucho más de variables sociales
y económicas (número de habitantes del hogar, materiales de construcción, calidad de
los equipos, etc.) que de su precio. En líneas generales, la única forma de ajustar el
consumo por intermedio de un aumento de precios es castigando a las capas más
vulnerables de la sociedad que no podrán acceder a este insumo básico. El verdadero
uso racional de la energía no tiene que ver con el precio sino con la educación
energética, la infraestructura y los equipos eficientes.
En 2007, las obras realizadas en la primera etapa de expansión del sistema ya se
habían concluido, pero era necesaria una segunda, y las empresas con las tarifas aún
congeladas y la renegociación de las tarifas pendiente, no realizaban nuevas inversiones.
Por esto, se decidió crear un nuevo cargo tarifario destinado a repagar las obras de
ampliación de la capacidad de transporte de gas natural. Los destinatarios del nuevo
aumento de capacidad resultante serían: (i) generadores de energía eléctrica para el
abastecimiento del mercado interno (49% de la capacidad total a expandir); (ii)
distribuidoras de gas para el abastecimiento de usuarios residenciales y GNC (38%); y
(iii) otros usuarios industriales y comercializadoras (13%); participando estos grupos en
el financiamiento de las obras a través del incremento en sus tarifas. Este Cargo
Fideicomiso Gas 2 (CFG 2), al igual que el CFG 1 fue diferencial dependiendo del tipo
de cliente. Cabe aclarar que a diferencia de la expansión de 2005, en ésta las empresas
transportadoras no financiaron las inversiones, sólo participaron del proyecto como
gerenciadoras operando, manteniendo los gasoductos y cobrando un monto por eso.
Estas obras fueron financiadas en última instancia por los consumidores (vía aumento
de precios) y por las pequeñas empresas que no pudieron trasladar los costos de gas a
sus precios.
Las inversiones debían ser realizadas por las petroleras, transportistas y
distribuidoras, que limitaron sus pocas inversiones desde la devaluación y el
congelamiento de sus tarifas. Así es como por ejemplo, Tierra del Fuego cuenta con gas
suficiente para reemplazar parte de las importaciones, pero el mismo no puede ser
utilizado ya que TGS nunca amplió la capacidad de transporte que cruza el Estrecho de
Magallanes, para mantener la exportación a la empresa canadiense Metanex, en la parte
chilena de la isla Grande. Esta obra está siendo realizada por el Estado Nacional
mediante la financiación de los consumidores sin que la empresa aporte capital o sea
67
castigada por su falta de inversión a pesar de que se beneficiará de los mayores
volúmenes transportados por sus cañerías.
A su vez, en julio de 2007, el Gobierno decidió poner en marcha el Programa de
Energía Total, ante cortes que se fueron dando en el suministro de gas natural para el
GNC. Dicho programa consistía en la convocatoria a las grandes empresas refinadoras,
(Petrobras, Repsol y ESSO), a fin de poder reemplazar el gas que utilizaba la industria,
a partir de combustibles líquidos al mismo valor de gas. Estas empresas, con su
producción de combustibles líquidos y con la importación de gas oil y fuel oil,
ofrecerían a las industrias argentinas la posibilidad de reemplazar al mismo valor, el gas
que consumían por combustibles líquidos, con el fin de ahorrar 5.800.000 m3/día. Este
ahorro sería aprovechado en dos tareas fundamentales: la primera, en la generación
eléctrica, y la segunda, en la industria petroquímica; a fin de potenciar al máximo la
capacidad de generación térmica de la Argentina y no generar paradas del complejo
petroquímico nacional que no puede reemplazar el uso de hidrocarburos gaseosos. Se
planteó que el costo del programa sería compensado por el ingreso fiscal generado a
partir del mantenimiento de la actual tasa de crecimiento.
Como se mencionó anteriormente, uno de los mecanismos utilizados por el
Gobierno Nacional para subsanar el faltante de gas natural fue reanudar la importación
desde Bolivia. El Estado firmó sucesivos acuerdos para la importación de gas natural
que representaron en 2005 4%, en 2006, 4,5%, en 2007, 4,1% y en 2008, 2% del
volumen total inyectado al sistema de transporte. Luego de su creación, ENARSA se
hizo cargo de la importación de gas natural desde Bolivia, pagando la diferencia entre el
precio de gas de las importaciones y el precio del mercado local (sustancialmente
menor) para lo cual obtenía un subsidio del Estado. En el invierno de 2007, para
complementar el gas natural importado de Bolivia se decidió la compra de Gas Natural
Licuado mediante la utilización de un buque regasificador anclado en instalaciones de
Petrobras y Repsol cerca de Bahía Blanca que transformaba el GNL a gas natural y lo
inyectaba en la red de gasoductos nacionales. Esta operación, encargada a Repsol y
financiada por ENARSA, significó la importación de gas licuado por medio de varios
buques metaneros desde el Caribe.
A fines de 2008, con el fin de reasignar partidas presupuestarias, el Gobierno
Nacional decidió poner fin a estos subsidios a ENARSA, creando con tal fin un cargo
tarifario a ser pagado por las industrias y usuarios residenciales de alto consumo
68
mediante la creación de un nuevo Fondo Fiduciario 94 . Dicho cargo, denominado Cargo
Fideicomiso Importación (CFI) se aplicó de forma proporcional en la facturación de
noviembre de 2008.
Si bien debía ser abonado también por los consumidores residenciales, la
Secretaría de Energía mediante sucesivas resoluciones prorrogó su entrada en vigencia,
ya que los montos recaudados de los usuarios industriales alcanzaban para cubrir las
importaciones. Cuando en el invierno de 2009 se quiso habilitar el cobro del cargo para
los usuarios residenciales, se generó una gran oposición tanto mediática como
legislativa que obligó a una nueva prórroga en su aplicación. No obstante, nunca fue
derogado por lo que el cargo continúa vigente. Este conflicto será explicado a
continuación, como parte de la evolución de las tarifas luego de la devaluación.
3.2.4- Tarifas post-devaluación
Para ‘solucionar’ el descalce entre la oferta y la demanda de este recurso natural
considerado insumo estratégico, el Estado Nacional comenzó a implementar cargos en
las tarifas, rompiendo con el sistema de pass through (el cual permitía que todo cambio
en el precio del gas en boca de pozo o en las tarifas de transporte y distribución fuera
trasladado al consumidor final) instaurado con las privatizaciones.
Para analizar los impactos que tuvieron dichos cambios en el sistema tarifario,
haremos un recorte en el análisis y tomaremos únicamente la tarifa cobrada por la
empresa distribuidora Gas Natural Ban (empresa encargada de la distribución de gas
natural en 30 partidos pertenecientes a las zonas norte y oeste de la Ciudad Autónoma
de Buenos Aires) a los distintos tipos de consumidores. La elección de dicha empresa es
debido a que, por una parte, es la segunda distribuidora más importante por el número
de clientes ya que abarca una de las zonas más densamente pobladas del país, en la que
se concentran grandes conglomerados urbanos e importantes parques industriales; y por
otra, Gas Natural Ban ha logrado una renegociación de su tarifa mediante un Acuerdo
Integral con la UNIREN (Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de
Servicios Públicos), por lo que resulta interesante analizar los impactos sobre los
distintos usuarios, antes y después de la modificación en las tarifas. Si bien cada
distribuidora cuenta con un diferente cuadro tarifario (divergencia que se hace más
notable en el interior del país), como la mayor parte de las modificaciones fueron
94
Creado por el Decreto Nº 2.067/08 y la Resolución ENARGAS Nº I/563/08
69
generales, los movimientos de las tarifas fueron similares, lo que nos permite tomar a
Gas Ban como representativa de la tendencia del resto de las empresas.
En diciembre de 2001, la tarifa regulada del gas natural que pagaba el
consumidor de Gas Natural Ban, difería muy poco entre los distintos tipos de
consumidores. El precio del gas en boca de pozo para los residenciales era 0,055 $/m3,
mientras que para los comerciales/ industriales era de 0,058 $/m3. No había una
diferenciación entre los distintos clientes residenciales y los distintos tipos de clientes
comerciales/ industriales, cada subgrupo pagaba igual precio. Se puede decir entonces
que había un solo precio de gas natural en boca de cabecera. La diferencia de las tarifas
entre los diferentes clientes se daba principalmente en la tarifa de distribución, la cual se
regía por tarifas decrecientes a escala según volumen consumido: a mayor volumen,
menor costo de distribución. Es por esto que, como se observa en el Gráfico Nº 12, el
consumidor que consumía una menor cantidad de m3, pagaba más por cada m3.
Gráfico Nº 12: Composición de la factura de gas natural a diciembre de 2001
0,35
0,3
0,07
Productor
Transporte
Distribución
Impuestos
0,25
0,05
0,05
$/m3
0,2
0,14
0,04
0,08
0,15
0,04
0,07
0,06
0,05
0,04
0,04
0,06
0,06
0,1
0,05
0,05
0,05
0,06
0,06
0,06
0,04
0,04
0,06
0,07
0,02
0,02
0,06
0,06
0,05
0
Residenciales
(<=500 m3/ año)
R3 (2)
Residenciales
(<=1200m3/año)
R3 (4)
Residenciales
(<=2160m3/año
Comerciales
P1
(24000m3/año
)
Industriales
P3 <180
(120000m3/ añ
)
FD
Generadores
de Energía
GNC
Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS.
Estas tarifas fueron congeladas desde la devaluación hasta febrero de 2004,
cuando el gobierno argentino emitió los Decretos N° 180/2004 y 181/2004. Por otro
lado, estos decretos propusieron una nueva categorización para los usuarios
residenciales, basada básicamente en el volumen de consumo; mientras que los grandes
70
consumidores industriales y comerciales pasaron a adquirir el gas natural directamente
de los productores y agentes, evitando los distribuidores.
A julio del año 2005, la tarifa final representaba algunos cambios en relación a la
de diciembre de 2001, en el sentido de que: las tarifas de transporte y distribución no
presentaron los ajustes estipulados en las licencias (ajustes por PPI y por factor de
productividad) debido a la prórroga año tras año de la Ley de Emergencia Económica;
se habían producido aumentos en el precio del gas de boca de pozo diferenciales según
el tipo de cliente; y se había agregado el cargo tarifario para la expansión del sistema.
Estos últimos aumentos afectaron de manera diferente a los distintos clientes, los que
más sintieron los impactos de estas medidas fueron las industrias (P3), las generadoras
de energía eléctrica (FD) y el GNC, cuyo precio del m3 pasó en diciembre de 2001 de
0,184, 0,173 y 0,184 $/m3 a 0,262, 0,272 y 0,259 $/m3 en julio de 2005
respectivamente. Es decir, un aumento de cerca del 50%. El hecho de que estos cargos
no impactaran sobre los usuarios residenciales obedecía a cierta lógica que intentaba
mantener el gobierno: mejorar la distribución del ingreso; no generar una sensación de
inflación (al no afectar directamente el IPC, mientras que sí afectaba pero
‘disimuladamente’ al IPIM) y mantener la legitimidad política.
Por otro lado, Gas Natural Ban, al igual que muchas empresas licenciatarias,
decidió iniciarle un juicio al país en el CIADI por el no cumplimiento de lo pactado en
lo referente a las tarifas. El CIADI, condenó a la Argentina y favoreció a la firma
LG&E, que poseía una pequeña parte de las acciones de Gas Natural Ban: la Argentina
debería pagarle a la empresa 57,4 millones de dólares. Se alegó que el Estado argentino
violó el tratado de protección de las inversiones, aunque teniendo presente que el país
en ese momento se encontraba en medio de una verdadera emergencia económica.
Tiempo después, tras no recibir respuesta por parte del Gobierno Nacional ni mucho
menos el pago de dicho monto, y con las tarifas del servicio de distribución aun
congeladas, Gas Natural Ban decidió proceder a retirar el reclamo ante el CIADI en
marzo de 2005, para intentar mejorar su relación con el gobierno. De esta manera, Gas
Natural Ban se convirtió en la primera empresa de servicios públicos en dar marcha
atrás con su reclamo. Como respuesta a este retiro, el gobierno abrió la posibilidad de
una renegociación de las tarifas de distribución.
Con la renegociación contractual de Gas Natural Ban, el gobierno quedó
atrapado entre lo que firmó y la lucha para contener la inflación mediante el
congelamiento en las tarifas, que representaba un ancla nominal de precios. A principios
71
de 2007 quedó determinado un incremento en las tarifas para el servicio por redes del
14% para los usuarios residenciales y del 15% para los industriales y comerciales,
mientras que la tarifa del GNC no se vio alterada. Este aumento resultó retroactivo a las
tarifas del año 2005.
A partir de noviembre de 2008, se implementa un nuevo cargo fiduciario para la
importación de Gas Natural, que incluye esta vez al consumo domiciliario. Cabe aclarar
que en este análisis se considera el cargo por importación de hidrocarburos gaseosos
como fuera aprobado, a pesar de que su aplicación se ha prorrogado en reiteradas
oportunidades. Con dicho cargo, se busca hacer una redistribución del ingreso entre los
mismos residenciales. Según su implementación, la tarifa residencial resulta mayor para
aquellos hogares de mayor consumo y mucho menor para aquéllos de menor
(aumentando un 235% para quienes consumen más de 1.160 m3/año y 17% para
quienes consumen menos de 500 m3/año).
En este sentido, se estaría tomando como proxy de ingreso al volumen en m3
consumido, siendo los residenciales de mayor consumo identificados como quienes
poseen mayores ingresos. Pero hay que tener presente que tomar el nivel de consumo de
gas natural no es un correcto indicador de ingresos, puesto que no siempre el consumo
está relacionado con los ingresos. Existen diversos factores tales como las estructuras
constructivas de los edificios, el acceso a las redes de gasoductos o el tamaño de la
familia, que son mucho más relevantes que el ingreso para explicar el consumo. Tal
como está planteado el cargo, una familia numerosa de clase media baja en una casa con
varias estufas consume mucho más que dos personas de clase alta en un departamento,
por lo que deberá abonar el aumento.
No obstante, es necesario reconocer que una segmentación por ingresos de los
usuarios de gas natural es de muy difícil implementación. No sólo es compleja la
identificación de los segmentos de ingresos sino que su puesta en práctica depende de
las empresas privadas concesionarias del servicio de distribución. Asimismo, se
reconoce la necesidad de cierta movilidad en las tarifas de los sectores de mayores
ingresos que están recibiendo fuertes subsidios públicos. El aumento de las tarifas y la
consecuente disminución de los subsidios redundarán en una mejor distribución del
ingreso.
En cuanto a la forma en que se implementó el cargo, a pesar de crearse con el
objetivo de financiar la importación de gas natural, los montos que debe abonar cada
72
usuario no dependen del precio del gas importado, ni se presenta públicamente de dónde
surgieron dichos montos.
Asimismo, para una correcta redistribución entre los distintos usuarios
residenciales, se debería tener en cuenta a los usuarios de Gas Licuado de Petróleo
(GLP – la conocida garrafa), los cuales representan al estrato de más bajos de ingresos
de la población pero abonan mucho más por el gas que los hogares con gas natural.
Vale aclarar que dada la baja elasticidad-ingreso de la demanda que presentan
estas fuentes de energía (es decir que su consumo no depende del precio en tanto afecta
directamente el gasto de los hogares) y que el precio de la garrafa sigue siendo alto en
relación al gas natural, no se estaría resolviendo el problema de los más pobres. Para
poder solucionar esto no es suficiente con las transferencias desde los sectores de
mayores consumos de gas natural. Es necesario bajar el precio de la garrafa aun más,
por lo que el Estado podría o bien orientar las ampliaciones del sistema de gas natural
hacia las provincias más necesitadas, o bien subsidiar aún más el precio de la garrafa.
En este sentido, con el objetivo de bajar el precio del combustible a los sectores
más vulnerables, fue implementado el plan de ‘garrafa social’ desde 2003. Mediante la
firma de ‘Acuerdos de Estabilidad de Precios del Gas Butano Envasado en Envases de
Diez Kilogramos (10 Kg.)’ se establecieron puntos de venta en donde se venden
garrafas a precios sustancialmente menores que los comerciales. La Resolución
1.071/05 de la Secretaría de Energía estipula los precios de las garrafas subsidiadas por
zona, ampliando el acuerdo a las garrafas de 15 y 45 kilos. El problema de estos
acuerdos es que los puntos de venta son muy pocos y mal distribuidos geográficamente.
Por ejemplo, el último listado de puntos de venta publicado data de 2008 e incluye
apenas 590 lugares en todo el país, la mayor parte en la Provincia de Buenos Aires.
Corrientes, provincia sin provisión de gas natural cuenta con apenas 24 lugares en toda
la provincia y existe uno sólo en toda la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Como mencionamos anteriormente, la implementación del cargo para la
financiación de importaciones en los usuarios residenciales fue pospuesta en reiteradas
oportunidades. La última fue en el invierno de 2009, luego de una gran controversia
mediática y legislativa. En la defensa del cargo, el Ejecutivo presentó que se usaría parte
de lo recaudado en exceso (ya que el precio del gas importado era mucho menor que
cuando se creó) para aumentar el precio del gas en boca de pozo a las petroleras (y con
esto las regalías cobradas por las provincias gasíferas). Las mismas empresas que no
invirtieron y que debido a su incumplimiento y comportamiento especulativo, obligaron
73
a retomar la importación de gas, serían premiadas con un aumento del 25% en sus
ingresos. Con la nueva prórroga de la implementación del cargo, no se sabe a ciencia
cierta si esta redistribución se mantendrá.
Desde la devaluación del peso, las tarifas de gas natural, dependiendo del tipo
de usuario del que se trate, se vieron ampliamente modificadas. Dichos cambios
influyeron sobre cómo estaban distribuidas las tarifas. Mientras que en el año 2001 el
100% de las tarifas estaban repartidas entre producción, transporte, distribución e
impuestos; en el 2005 dicha distribución se ve alterada con la entrada de cargos
tarifarios que impactan de manera diferencial sobre los distintos usuarios. Para los
usuarios residenciales de la zona de Gas Ban, la evolución de las tarifas quedaría de la
siguiente manera (no se incluyen los incentivos y/o penalidades del Programa de Uso
Racional del Gas Natural debido a que depende de factores coyunturales):
Gráfico 13: Tarifas residenciales de gas natural
0,800
0,700
0,600
productor
transporte
distribución
impuestos
nuevos cargos
0,270
$/m3
0,500
0,135
0,149
0,400
0,300
0,200
0,068
0,111
0,080
0,069
0,137
0,112
0,180
0,180
0,055
0,084
0,100
0,000
0,054
0,130
0,050
0,109
0,063
0,052
0,052
0,052
0,052
0,052
0,055
0,056
0,056
0,055
0,056
Dic-01
Jul-05
No v-08
Dic-01
Jul-05
Residenciales <= 500 m3/año
0,105
No v-08
Residenciales <= 1.200 m3/año
0,068
0,050
0,063
0,087
0,052
0,052
0,055
0,056
Dic-01
Jul-05
0,161
No v-08
Residenciales <=2.160 m3/año
Fuente: Elaboración propia en base a ENARGAS
Se distingue cómo en un primer momento y hasta noviembre de 2008, se intentó
que los aumentos tarifarios no afectaran a los usuarios residenciales con el principal
objetivo de no afectar directamente a la inflación, al no impactar sobre el IPC. Esto es
así ya que, como se verá más adelante, las tarifas influyeron indirectamente en los
precios por medio de un fuerte aumento en los costos de las empresas.
Tal como se observa en el gráfico de arriba (Nº 13), la evolución de las tarifas
resultó ser muy distinta según el volumen de gas natural consumido. A partir de
noviembre de 2008, con el CFI, los hogares que utilizan menos de 500 m3 evidenciaron
74
un aumento desde diciembre de 2001 de apenas 17,2%, contra 120,2% de los consumos
medios (1.200 m3) y 234,7% de los mayores consumos (más de 1.160 m3). La nueva
estructura tarifaria rompe no solo con el pass-through, sino que el valor del gas natural
que abona cada uno de los usuarios es distinto y, a diferencia de cómo fueron las tarifas
durante toda la historia, el valor por m3 aumenta con el consumo en vez de bajar. Esto
genera que en los meses invernales de mayor consumo, los hogares que cambien de
categoría de consumo sufran en sus facturas aumentos siderales, ya que los mayores
costos no se aplican sobre el consumo suplementario sino que se abonan sobre el total
del gas consumido. Tal es así que, independientemente de los cargos, un usuario de
mayor consumo abona a las empresas petroleras el triple por el gas utilizado que en el
2001 (y que los hogares de menores ingresos). Estos usuarios de gran consumo abonan
a los productores un 23% más por el gas natural que las industrias.
Teniendo en cuenta que el IPC aumentó un 122,5% desde diciembre de 2001 a
diciembre de 2008, sólo los consumidores más pequeños (que como se mencionó no son
necesariamente lo de menores ingresos) sufrieron un aumento menor al del resto de las
mercancías, mientras que los de ingresos medios vieron aumentadas sus tarifas en un
nivel similar aunque concentrando todo el aumento en la aplicación del CFI. Aún
tomando otros indicadores de inflación (ante las dudas que muestra la estimación del
INDEC en los últimos años), se observa que los consumidores de gas natural de
mayores consumos sufrieron un aumento de las tarifas superior al de los precios.
Sin embargo, este análisis está dejando de lado los costos fijos. Para aquellos
residenciales de menores consumos, que sufren un menor aumento en las tarifas, el
porcentaje de los costos fijos sobre el total representaba en 2008 el 30%, mientras que
para los de mayor consumo sólo el 4%, generando de esta manera una distribución
regresiva del cargo. Esta diferencia se puede observar examinando el pago promedio en
pesos por año de los distintos usuarios residenciales de gas natural.95
La evolución de las tarifas para el resto de los usuarios de la distribuidora Gas
Ban, fue la siguiente:
95
Ver en la Tabla II del Anexo la evolución del pago anual promedio.
75
Gráfico 14: Tarifas no residenciales de gas natural
0,700
productor
transporte
impuestos
nuevos cargos
distribución
0,600
0,131
0,500
$/m3
0,113
0,400
0,021
0,300
0,078
0,013
0,071
0,058
0,052
0,200
0,043
0,042
0,079
0,055
0,100
0,053
0,059
0,062
0,042
0,044
0,037
0,048
0,037
0,044
0,037
0,055
0,056
0,060
0,058
Dic-01
Jul-05
Nov-08
Dic-01
0,037
0,022
0,044
0,039
0,058
0,018
0,263
0,058
0,124
0,131
0,018
0,124
0,058
0,000
Comerciales (24.000 m3/año)
Jul-05
Nov-08
Industriales (120.000 m3/año)
Dic-01
Jul-05
Nov-08
Generadoras de E.E.
Fuente: Elaboración propia en base a ENARGAS
Como se observa, también los usuarios no residenciales tuvieron una evolución
disímil en sus tarifas. La imposición de los primeros cargos (CFI 1 y 2) sólo impactó en
las industrias y en los generadores de energía eléctrica. A julio de 2005, estos
consumidores sufrieron un aumento de sus tarifas del 42% y 57% respectivamente. Sin
embargo, y a diferencia de los consumidores domiciliarios, si se compara estos
aumentos con la evolución general de los precios, las tarifas subieron menos que el resto
de los insumos. Esto es así ya que el índice del IPIM aumentó un 152% entre diciembre
de 2001 y julio de 2005.
Con la implementación del cargo para la importación y el aumento otorgado a la
distribuidora Gas Ban, la estructura se modificó. Esta vez, los usuarios comerciales
fueron alcanzados con un aumento del 25%, al igual que los consumidores industriales.
Los generadores de energía eléctrica, por su parte, sufrieron un fuerte incremento del
123%. En total, desde diciembre de 2001 a diciembre 2008 los usuarios comerciales
recibieron un aumento del 23,7%, mientras que los industriales un 78,2% contra un
250,5% de los generadores de electricidad. Si se comparan estos aumentos con la
evolución del IPIM en el período (250% de aumento), se descubre que, mientras que los
generadores sufrieron un aumento igual al del resto de los insumos de la economía, los
otros segmentos tuvieron incrementos en la tarifa de gas significativamente menores.
76
Hasta la implementación del cargo para la importación, los usuarios
domiciliarios se encontraron protegidos de los aumentos, que se dirigieron a las
industrias y los generadores, quienes estaban capacitados para reemplazar el gas por
combustibles líquidos. Este aumento fue sobrellevado porque los combustibles
alternativos sufrieron grandes aumentos (superiores al del gas natural) al ritmo del
precio internacional del petróleo. En cambio, con el nuevo cargo, una fracción
importante de los hogares pasaron a tener aumentos superiores a los industriales y sólo
comparables con los generadores de energía eléctrica.
3.3- La intervención en el gas, una visión de conjunto
Desde la devaluación, si bien se rompió con la estructura recibida de la
desregulación del sector gasífero, lo que caracterizó a este período fue la falta de una
regulación fuerte que priorizara el desarrollo interno de inversiones ‘riesgosas’ a fin de
poder aumentar la longitud del horizonte de reservas. El marco legal podría encuadrarse
en una ‘regulación débil’, basada en las creencias de que las reglas de mercado
transforman una rentabilidad elevada en inversiones localizadas en el mismo territorio.
Pero ante la falta de estas inversiones, el Estado, sin cambiar la regulación,
intervino modificando las tarifas, a fin de poder solucionar a corto plazo los problemas
referentes al abastecimiento de la demanda interna. Las diferentes medidas
implementadas después de la Convertibilidad, impactaron sobre el futuro y el desarrollo
de la industria, y además sobre el bolsillo de los consumidores.
A lo largo de esta etapa, podemos caracterizar al papel del Estado como
‘intermedio’ en el sentido de que por un lado mantuvo los pilares del marco regulatorio
heredado del estado neoliberal, pero por otro lado intervino activamente en las tarifas,
en las obras de expansión del sistema y en la importación del recurso. Dicho marco, no
proporciona ni requerimientos ni incentivos a las empresas para que invirtieran en la
industria y se lograra un mayor abastecimiento interno de la demanda local, y se
contemplara asimismo el crecimiento de la demanda en el largo plazo. A pesar de que
este marco sea una de las causas de la crisis estructural, nunca se planteó una
reorganización del sector de acuerdo a nuevas reglas de juego.
Ahora bien, el congelamiento de las tarifas como la pesificación del precio de
gas en boca de pozo fueron las primeras intervenciones del Estado en la industria del
gas natural, lo que evidenció una estrategia del gobierno para la estabilización de los
77
precios de la economía. Pero esta estrategia provocó el justificativo principal de las
empresas para no invertir.
La estructura de tarifas generada fue muy cuestionada tanto por los productores,
como por los transportistas y los distribuidores, y provocó problemas de oferta del
recurso y en consecuencia, un creciente desabastecimiento de la demanda. La presión
fuerte de las productoras hizo que se llegara a un acuerdo de recomposición de la tarifa
de manera escalonada, hasta el año 2006, en el que se alcanzaron los precios en moneda
extranjera vigentes antes de la devaluación.
Las medidas relacionadas con el aumento en el precio de gas en boca de pozo
demuestran el gran peso de las empresas extractoras en la industria y el poco peso del
Estado debido al vago marco regulatorio en vigencia. En este sentido, el Estado en vez
de hacer un cambio en la regulación heredada, buscó llegar a un acuerdo con este
segmento que terminó beneficiando a estas empresas sin la contrapartida de mayores
inversiones en exploración a costa de perjudicar a los usuarios (quienes tienen menos
poder de negociación) con aumentos en el precio final. Por lo que en este sentido, esta
intervención no fue orientada hacia el largo plazo, sino realizada para resolver
problemas coyunturales.
En relación a los cargos fideicomisos para la expansión de redes, el Estado
intervino pensando en poder abastecer del recurso a la demanda creciente,
reemplazando el rol que correspondía a las empresas. En este sentido, se podría pensar
que el Estado buscaba ampliar el sistema a largo plazo, pero se debe tener presente que
esta ampliación, para que fuera efectiva, debía venir acompañada de mayores
inversiones en pozos de exploración o acuerdo regionales de importación del recurso.
De lo contrario en un no tan largo plazo existiría capacidad de transporte pero sin gas
para ser transportado. También se debería tener presente que estas obras de expansión
fueron financiadas por los usuarios cuya demanda representaba un alto porcentaje sobre
el total y que creció notablemente, por lo que de esta manera se excluyó de la expansión
a las regiones más necesitadas del país quienes siguen consumiendo GLP a un precio
superior al del gas natural.
Con el último cargo impuesto, el Estado dejó de subsidiar la importación de gas
natural y gas licuado, pasando ésta a ser financiada por distintos usuarios de altos
consumos. Con esta medida, el Estado terminó de demostrar la debilidad del marco
regulatorio que existe para las empresas extractoras. Teniendo presente esto, y aun
aceptando la justificación de las empresas por no realizar nuevas inversiones, el Estado
78
podría orientar los fondos para la realización de nuevas inversiones en pozos de
exploración. Pero como existe actualmente un problema de desabastecimiento de la
demanda, se decidió importar apuntando a resolver un problema coyuntural y no
teniendo una visión de largo plazo. Este problema lógicamente no surge hoy sino que es
arrastrado desde la década de los noventa donde el crecimiento de los pozos de
explotación era ampliamente superior al de los de exploración.
Como último comentario y teniendo en cuenta la importancia que presenta el gas
natural en la matriz energética y en la vida cotidiana de cada uno, es importante que las
políticas estén orientadas a un desarrollo a largo plazo, para que toda la demanda de este
recurso sea satisfecha. Argentina, dado el crecimiento de la demanda interna, necesita
cada vez mayores cantidades de gas natural importado (cuyo precio es superior al precio
interno), pero esta situación puede revertirse si las políticas se orientan al desarrollo a
futuro de la industria del gas natural donde una mayor inversión en pozos de
exploración resulta esencial y el control del uso racional del recurso apuntando al
desarrollo paralelo de energías renovables también. En este contexto, la relación que
tenga Argentina con los países vecinos es clave para lograr el abastecimiento de la
demanda interna; una integración regional con los países vecinos que tenga como
objetivo el abastecimiento de energías de todos los mercados podría ser una solución
interesante, teniendo en cuenta que existen gasoductos que conectan a la Argentina con
los países vecinos. Pero para ello habría que realizar un análisis de los requerimientos y
la producción de cada país.
4- EL SECTOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA
4.1 Privatización sector eléctrico
En los primeros años de la década del noventa, el gobierno de Carlos Menem
implementó una serie de medidas de orientación neoliberal, tendientes a reducir la
injerencia directa del Estado en la actividad económica y la prestación de servicios
públicos, previamente consideradas actividades estratégicas. Estas reformas incluían la
desregulación de la mayor parte de los mercados, la liberalización de la entrada y salida
de bienes y capitales, y la privatización de las grandes empresas estatales de servicios
públicos.
79
En el caso de la energía eléctrica, la implementación del Plan de Reforma del
Estado implicó la transformación radical de la configuración del sector, a partir de la
sanción de un nuevo marco regulatorio y la privatización de Servicios Eléctricos del
Gran Buenos Aires, S.A. (SEGBA), Agua y Energía Eléctrica (AyEE) e Hidroeléctrica
Norpatagónica (HIDRONOR), empresas públicas que constituían el núcleo central de la
cadena eléctrica a nivel nacional.
La sanción del Régimen de Energía Eléctrica (Ley Nº 24.065) a finales del año
1991, junto con el Decreto Reglamentario Nº 1.398/92 establecieron un nuevo Marco
Regulatorio para el sector eléctrico, que supuso la desintegración vertical de las etapas
del mercado en generación, transmisión y distribución y paralelamente, la segmentación
horizontal de cada una de las empresas en diversas unidades de negocio, bajo el pretexto
de alentar la competencia como forma de alcanzar la eficiencia. Finalmente, el Artículo
93 de la Ley Nº 24.065 declaraba sujeta a privatización total la actividad de generación
y transporte hasta entonces a cargo de las grandes empresas públicas. El traspaso al
sector privado de las empresas estatales encargadas de generar, transportar y distribuir
la energía eléctrica se realizó con una premura inusitada y durante el bienio 92-93 se
vendieron o concesionaron la mayor parte de las unidades de negocio en que fueron
segmentadas.
Previamente a la sanción de la Ley Nº 24.065, la estructura del sector energético
estaba conformada por un reducido número de grandes empresas públicas de
jurisdicción federal –SEGBA, AyEE e HIDRONOR- que controlaban las centrales de
generación de energía eléctrica más importantes, así como el transporte en alta y extraalta tensión, los Grandes Usuarios nacionales y la distribución en el ámbito de la Ciudad
de Buenos Aires, el Conurbano Bonaerense y la ciudad de La Plata
La venta a capitales privados de los activos pertenecientes a la empresa AyEE
comenzó a finales del año 1992 con la privatización de la central térmica Alto Valle,
con una potencia de 95 Mw. A comienzos de 1993, se privatizó la central térmica
Güemes (225 Mw) y, en ese mismo año, las centrales San Nicolás (650 Mw) y Sorrento
(226 Mw). Finalmente fueron vendidas el conjunto de centrales térmicas del NOA, cuya
potencia era de 297 Mw, y en mayo de 1993, las Centrales Térmicas del NEA (248 Mw)
y las de Cuyo (422 Mw), culminando con la privatización de las centrales térmicas de la
Patagonia (263 Mw). Al mismo tiempo, la mayor parte de las centrales hidroeléctricas
fueron traspasadas a jurisdicción provincial.
80
La privatización de las distintas unidades de negocios en que se segmentó la
empresa HIDRONOR comenzó en el año 1993. Entre mayo y agosto se privatizaron las
hidroeléctricas Chocón (1.320 Mw), Cerros Colorados (450 Mw) y Alicurá (1.000 Mw),
mientras que en diciembre de ese mismo año se vendió la unidad de negocio
conformada por la hidroeléctrica Piedra del Águila S.A., que poseía al momento una
potencia instalada de 1.400 Mw. Finalmente, y luego de haber sido postergada su
privatización hasta completarse las obras de aprovechamiento hidroeléctrico sobre el
Río Limay, fue vendida la hidroeléctrica Pichi Picún Leufú, con una potencia instalada
de 260 Mw.
La distribución de energía eléctrica en el área metropolitana de Buenos Aires, así
como en la ciudad de La Plata, se encontraba bajo jurisdicción de SEGBA. A su vez,
esta empresa pública manejaba las principales centrales térmicas ubicadas en esa región
del país. Para su privatización, la empresa fue dividida en distintas unidades de negocio:
cuatro empresas generadoras - Central Costanera (1.260 Mw), Central Puerto (1.009
Mw), Central Dock Sud (211 Mw) y Central Pedro de Mendoza (58 Mw)- y tres
empresas distribuidoras responsables de la prestación del servicio en el área
metropolitana de Buenos Aires y la ciudad de La Plata: EDENOR (1.920.000 clientes),
EDESUR (1.865.000 clientes) y EDELAP (240.000 clientes), que fueron vendidas o
concesionadas a capitales privados en su totalidad en el año 1992.
La privatización de las unidades de negocios continuadoras de las actividades de
generación y distribución de SEGBA, HIDRONOR y AyEE fue complementada con la
fusión de las líneas de transmisión de extra alta tensión de 500 Kw y su transferencia a
la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión –TRANSENERcreada a tal efecto, y que fue privatizada en el año 1993. A su vez, también fueron
privatizadas las redes de transmisión por distribución troncal, agrupando en una unidad
de negocio el conjunto de líneas de transmisión y estaciones transformadoras al interior
de cada una de las regiones eléctricas.
De esta forma, el control de las diversas unidades de negocio en que fueron
segmentadas las principales empresas del sector energético, tanto en lo que hace a la
actividad de generación como de transporte, fueron traspasados al sector privado en un
lapso relativamente breve. Lo mismo ocurrió con las empresas distribuidoras en que fue
dividida la actividad de SEGBA. En la mayor parte de las provincias del interior, por su
parte, la actividad de distribución eléctrica estaba controlada por empresas públicas de
81
jurisdicción provincial y/o cooperativas 96 . Si bien los distintos gobiernos provinciales
poseían autonomía para determinar si las empresas públicas de su jurisdicción debían
ser privatizadas, en su mayor parte adhirieron al Régimen de Energía Eléctrica
97
y
procedieron a concesionar la prestación del servicio de distribución eléctrica en las
respectivas provincias, aunque bajo marcos regulatorios definidos por las propias
autoridades locales.
Así, entre 1993 y 1998 se privatizaron buena parte de las empresas distribuidoras
provinciales, incluyendo las tres en que se había dividido la Empresa Social de Energía
de la Provincia de Buenos Aires (ESEBA). 98
A diferencia de estos casos, y a pesar de los repetidos intentos por privatizar las
empresas provinciales de Santa Fe y Córdoba, las distribuidoras EPESF y EPEC
continúan siendo propiedad del estado provincial. En ambos casos, el fuerte rechazo de
los trabajadores –especialmente gracias al accionar del sindicato Luz y Fuerza, de gran
presencia y activismo en ambas provincias- obligó a las autoridades a postergar la venta
de la empresa provincial en repetidas ocasiones.
En el caso del sector eléctrico, de la misma forma que ocurrió en gran parte de
los servicios públicos privatizados en la década del noventa, las autoridades nacionales
y provinciales tomaron, previamente al llamado a licitación, algunas medidas tendientes
a hacer de la compra de las empresas públicas inversiones atractivas para los capitales
internacionales. Así, el gobierno nacional absorbió gran parte de los pasivos de las
empresas a privatizar, a la vez que redujo la planta de empleados notoriamente.
En el año 1992, al momento de hacerse efectiva su privatización, la empresa
SEGBA poseía un pasivo de 4.820 millones de dólares, que fueron absorbidos en más
de un 90% por el Estado Nacional, cuando los ingresos por la venta la ex empresa
96
97
98
La expansión de las actividades de generación y transporte desde la década del cuarenta era realizada
en su totalidad por las grandes empresas nacionales. Las empresas públicas provinciales de Córdoba y
Buenos Aires eran las únicas en las que la generación adquiría cierta envergadura, aunque no llegaban
a producir, en conjunto, más del 5% del total de energía. Por esta razón, la privatización de las
empresas provinciales sólo fue relevante, desde el punto de vista del sistema energético nacional, en lo
referente a su actividad de distribución. (Pistonesi, 2001)
En este aspecto, deben señalarse las fuertes presiones por parte de las autoridades nacionales y los
organismos multilaterales de crédito para que las provincias adhirieran al esquema de reformas para el
sector energético planteado a nivel nacional. Dichas presiones se manifestaron, principalmente, en la
asignación de recursos provenientes del Fondo Eléctrico Nacional y de los créditos otorgados por los
organismos multilaterales. (Azpiazu, 2006)
En el caso de la Empresa Distribuidora de Energía de Entre Ríos (EDEERSA), debe señalarse que fue
re-estatizada en el año 2005 tras el fracaso de un nuevo llamado a licitación luego de que la
estadounidense PSEG abandonara la concesión en 2003. Por otro lado, en el proceso de privatización
de la Empresa de Distribución de Electricidad Mendoza (EDEMSA), el Estado provincial conservó
una participación minoritaria en el paquete accionario.
82
pública no superó los 1.300 millones de dólares. En el mismo sentido, en la venta de
HIDRONOR el Estado asumió más de 1.500 millones de dólares del pasivo de la
empresa, mientras que recibió por la privatización menos de 750 millones de dólares.
Del mismo modo, la venta de las empresas públicas a manos privadas tuvo un
fuerte impacto sobre el nivel de empleo en el sector. En el caso de SEGBA, por
ejemplo, en el período inmediatamente anterior a la adjudicación, el gobierno nacional
redujo la planta de empleados en un 12%, pasando de 20.000 a 17.600 trabajadores.
Pocos meses después de que distintos grupos económicos (en su mayoría extranjeros)
asumieran el control de las siete unidades de negocio en que se había dividido su
actividad, la cantidad de trabajadores disminuyó a 11.000, y continuó con esa tendencia
hasta que, en el año 1999, el conjunto de empresas privatizadas empleaba solamente a
6.600 trabajadores (APJAE, 2006). Es decir, en un período de siete años, la planta de
empleados que tenía SEGBA cuando era una empresa pública se redujo en un 67% 99 .
Esto se logró mediante la tercerización de parte las tareas que anteriormente realizaban
las empresas, por lo que los nuevos empleos fueron de menores salarios, sin protección
sindical y con muy pocos derechos laborales.
4.2 Regulación de la actividad eléctrica
El marco regulatorio de la actividad eléctrica establecido por la Ley 24.065
señaló las principales normas bajo las cuáles debían funcionar las distintas actividades
en que se había segmentado el sector eléctrico.
En el segmento de generación, el marco regulatorio del sector eléctrico prevé la
incorporación de nuevas empresas centrales térmicas sin condicionamientos. En el caso
de generación hidráulica, en cambio, la incorporación de nuevos productores se
encuentra sujeta a concesión por el uso del agua como recurso natural, que es propiedad
del Estado Nacional o Provincial.
La naturaleza de las actividades de transmisión y distribución de energía
eléctrica les otorgan características de ‘monopolios naturales’ y, como tales, el marco
normativo señala la necesidad de regular la actividad de las empresas privadas por parte
del Estado. En este marco, la Ley 24.065 determina la creación del Ente Nacional de
Regulación Eléctrica (ENRE) en 1993, cuyas principales funciones son la regulación de
las actividades del transporte y distribución, el control del cumplimiento de los términos
99
Aún más, Azpiazu (2002) señala que al momento de ser privatizada, el personal ocupado en SEGBA
era ya casi un 50% menor en relación a la planta existente a mediados de los años ochenta.
83
de la concesión y la promoción de inversiones privadas que garanticen el suministro a
largo plazo. En el interior del país, por su parte, la autonomía provincial en la prestación
de servicios públicos permite a los gobiernos locales establecer los marcos regulatorios
para la prestación del servicio eléctrico. Así, la mayor parte de las provincias cuenta con
entes reguladores propios, que cumplen funciones análogas a las que desempeña el
ENRE.
Entre las funciones de regulación de la actividad de distribución, los entes
reguladores establecen las bases para el cálculo de tarifas que las empresas cobran a los
usuarios. El cuadro tarifario fue establecido, en cada caso, al momento de la
privatización y por los diez años siguientes. Una vez finalizado ese período, el ente
regulador debía fijar nuevamente las tarifas por períodos quinquenales sucesivos. Según
la reglamentación, el monto de las tarifas que establece el ENRE debe ser suficiente
para cubrir los costos totales del prestador y un margen que garantice una rentabilidad
‘razonable’ para los distribuidores 100 .
El cálculo de las tarifas finales se establece de acuerdo a los costos originados
en los segmentos de generación y transporte, mientras que los costos derivados
directamente de provisión del servicio de distribución se ponderan según criterios de
eficiencia. De esta forma, el margen de ganancia de cada prestador pretende guardar
cierta relación con el grado de eficiencia y eficacia operativa de la empresa. Las tarifas
máximas fijadas para cada período quedan compuestas por un lado, por los costos de
adquisición de energía y potencia en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que
incluye los costos asociados de transporte; y por el otro, por el costo del valor agregado
de distribución (VAD) constituido por el costo marginal o económico de las redes
puestas a disposición del usuario más los costos de operación y mantenimiento de las
redes, a los que se suman los gastos de comercialización.
El cuadro tarifario establecido según estos criterios persiste para cada período
tarifario. Sin embargo, a lo largo de cada período, las tarifas se ajustan según dos
criterios: el costo de compra de energía y potencia en el MEM, incluidos los costos
asociados al transporte, en relación a las variaciones existentes en función a los precios
estacionales establecidos por la Secretaría de Energía; y el precio de los contratos en el
100
El artículo 41 de la Ley 24.065 señala que el margen de rentabilidad para las concesionarias
distribuidoras deber ser “similar, como promedio de la industria, a la de otras actividades de riesgo
similar o comparable nacional e internacionalmente”.
84
mercado a término. El VAD se actualizaba semestralmente, de acuerdo con un índice
combinado de precios de los Estados Unidos.
La tarifa a pagar por el usuario final, al igual que en el caso del gas natural, se
rige por un mecanismo de pass-through, donde el monto a pagar se obtiene sumando los
valores abonados al generador, al transportador y al distribuidor, por lo que cualquier
variación en alguno de los segmentos impacta directamente en los consumidores finales.
4.3 - La nueva organización institucional emergente de la reforma
La reforma del sector eléctrico implicó un cambio radical en la organización
productiva e institucional, así como una profunda modificación del papel del Estado en
el sistema.
La estructura del mercado resultante del proceso de privatización y
reestructuración del sector eléctrico presenta un gran número de actores, especialmente
a partir de la segmentación de la actividad en las etapas de generación, transporte y
distribución, y la diferenciación de los consumidores entre Usuarios Finales y Grandes
Usuarios, quienes a su vez se dividen en Gran Usuario Mayor (GUMA) y Gran Usuario
Menor (GUME). 101
En nuestro país existían hasta 2006 dos mercados eléctricos mayoristas que
operaban en forma independiente, cada uno asociado a un sistema de interconexión: en
la región Patagónica se encontraba el Mercado Eléctrico Mayorista Patagónico
(MEMSP), mientras que el resto del país era cubierto por el Sistema Argentino de
Interconexión (SADI), que conformaba entonces el Mercado Eléctrico Mayorista
(MEM). El funcionamiento de ambos mercados mayoristas era similar, pero las tarifas
dependían de las condiciones de demanda y de los costos en cada uno de ellos. En
términos relativos, el MEM resultaba mucho más relevante que el MEMSP, ya que a
través del SADI se canalizaba hasta entonces más del 90% de la demanda del sistema
eléctrico argentino. En febrero de 2006 se finalizó la primera etapa de la vinculación
entre el MEMSP y el MEM mediante la interconexión en extra alta tensión de la
estación transformadora Choele-Choel y una nueva estación en Puerto Madryn.
101
Los Grandes Usuarios son agentes del MEM que contratan con los generadores su abastecimiento de
energía eléctrica en forma independiente. Por lo general se trata de grandes industrias, con gran
demanda de electricidad. Se dividen en Gran Usuario Mayor (GUMA) y Gran Usuario Menor
(GUME) según el nivel de potencia y el consumo de energía requeridos.
85
Como parte del proceso de reformas, en julio de 1992 se dispuso la creación de
una entidad responsable del MEM, sobre la base del Despacho Nacional de Cargas: la
Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima
(CAMMESA). Entre sus principales objetivos se encuentran la coordinación de las
operaciones de despacho de energía, la responsabilidad por el establecimiento de los
precios mayoristas y la administración de las transacciones económicas que se realizan a
través del SADI. CAMMESA es una sociedad anónima de gestión privada, aunque con
‘propósito público’. Así, el 80% de su paquete accionario es propiedad de las
asociaciones que nuclean a los distintos agentes del MEM 102 , cada una con una
participación del 20%, mientras que el 20% restante es propiedad de la Secretaría de
Energía de la Nación, en representación del interés general y de los usuarios cautivos. A
su vez, el Estado Nacional posee una acción de oro que le permite imponer definiciones
en defensa del bien común.
Actualmente existen más de 100 empresas privadas que se dedican a la
producción de energía autorizadas por CAMMESA para realizar contratos en el ámbito
del MEM. Paralelamente, las centrales hidroeléctricas Yacyretá y Salto Grande y las
nucleoeléctricas Embalse Río III y Atucha permanecen bajo jurisdicción del Estado
Nacional, mientras que las centrales de la Costa Atlántica son operadas por la Provincia
de Buenos Aires.
4.3.1 - Generación
La actividad de generación de energía eléctrica no es considerada un servicio
público, como sí lo es el transporte o la distribución de energía. Sin embargo, de
acuerdo a lo establecido en su marco regulatorio, constituye una actividad de “interés
público”.
A diferencia de lo que sucede en los otros segmentos del sector, cualquier
empresa privada puede desarrollar la actividad de generación eléctrica y operar en el
ámbito del MEM, en la medida en que cumpla con las normas técnicas, de seguridad y
medioambientales vigentes. En este sentido, se trata de una actividad no regulada, que
se desarrolla en condiciones de concurrencia.
102
Estos son la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA),
Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA), Asociación de
Grandes Usuarios de Energía Eléctrica (AGUEERA) y Asociación de Transportistas de Energía
Eléctrica de la República Argentina (ATEERA)
86
Para cada generador, la tarifa a la que vende la energía se establece según los
propios costos de operación. Por su parte, CAMMESA, que administra y despacha la
compra y venta de energía en el MEM, utiliza como criterio de despacho de energía el
precio de la central con la tarifa más baja, hasta cubrir la demanda total. De esta forma,
se busca que las empresas tengan ‘incentivos’ para realizar inversiones orientadas a
reducir sus costos de operación. Es decir, se privilegia un criterio estrictamente
económico de corto plazo (menores costos variables) para la toma de decisiones de
inversión que tienen impactos en el mediano y largo plazo.
A lo largo de la década del noventa, y especialmente a partir de la
reestructuración del sector energético, la potencia instalada mostró un fuerte
crecimiento, pasando de 16.442 MW en 1993 a 25.323 MW en 2001. Como puede
apreciarse en el Gráfico 15, esta expansión se explica en gran medida por el crecimiento
de la potencia del parque térmico convencional, que prácticamente duplicó su
envergadura entre esos años. No obstante, esta notable expansión de la potencia
instalada en centrales térmicas no se explica fundamentalmente por la construcción de
nuevas usinas, sino por la conversión de centrales térmicas a ciclo abierto en centrales
con turbinas a ciclo combinado.
Gráfico 15: Potencia instalada (MW)
30000
Turbo Vapor
Turbo Gas
Ciclo Combinado
Diesel
Nuclear
Hidráulica
25000
20000
15000
10000
5000
0
1993
1994
1995
1996
Fuente: Elaboración propia en base a Secretaría de Energía
87
1997
1998
1999
2000
2001
Las centrales térmicas generan electricidad mediante la quema de combustible
(en nuestro país hidrocarburos gaseosos o derivados del petróleo). Los sistemas básicos
son dos: Turbo Gas y Turbo Vapor. Las centrales Turbo Gas utilizan el combustible
para movilizar una turbina generadora de electricidad. Las Turbo Vapor queman el
combustible en calderas que calientan agua, creando vapor a alta presión, y es este
vapor el que impulsa una turbina que genera electricidad. Estas centrales son poco
eficientes ya que no utilizan la totalidad de la potencia energética para producir energía
eléctrica.
En la década de los noventa, se introdujo en Argentina una innovación
tecnológica desarrollada para obtener mayor eficiencia en este tipo de centrales
térmicas, integrando ambos sistemas. Se trata de las llamadas centrales de ciclo
combinado. Los gases que una central Turbo Gas expulsa, son utilizados para calentar
las calderas de una central Turbo Vapor. De esta manera, se genera mucha más energía
eléctrica con la utilización de la misma cantidad de combustible. Así, mediante el
‘cierre el ciclo’ de las tradicionales centrales Turbo Gas o Turbo Vapor se gana en
eficiencia. La aplicación de esta innovación en nuestro país generó una fuerte reducción
en la participación de las centrales tradicionales, aumentando el peso de las nuevas y
eficientes centrales de ciclo combinado.
Esta reconversión del parque térmico implicó sin dudas una mejora en la
eficiencia debido a la introducción de nuevas tecnologías. Sin embargo, la principal
ventaja de las centrales a ciclo combinado se relaciona con la posibilidad de acceder a la
provisión de gas natural a bajo costo. Esto significó que muchas empresas vinculadas a
la producción de hidrocarburos comenzaron a volcarse al mercado de generación
eléctrica, pues contaban con una ventaja fundamental en la provisión de gas natural. En
este período, la estructura del segmento de generación comenzó a mostrar una fuerte
dependencia gasífera, apuntalada por su abundante existencia y por el bajo costo del
recurso.
Del mismo modo, la potencia instalada en centrales hidráulicas experimentó
también un crecimiento significativo, aunque muy inferior al de las centrales térmicas.
El incremento en la potencia hidráulica se debió a la finalización de las obras
planificadas con anterioridad a la reforma y que fueron llevadas a cabo con fondos
públicos,
principalmente
la
incorporación
de
nuevas
turbinas
en
centrales
hidroeléctricas existentes. Así, la potencia instalada en centrales hidráulicas pasó de
6.588 MW en 1993 a 9.637 en 2001. No obstante, en este período se paralizó el avance
88
de las grandes obras hidroeléctricas, no se construyeron las centrales hidráulicas
planificadas (como Garabí, Corpus Chisti, Los Caracoles, Chihuidos o el
aprovechamiento del Río Santa Cruz), y tampoco se completaron las obras para la
finalización de Yacyretá,.
En cuanto a la generación en centrales nucleoeléctricas, no se realizaron
inversiones tendientes a incrementar la potencia instalada durante la vigencia del
régimen de Convertibilidad. A pesar del grado de avance de las obras de construcción
de la tercera central nucleoeléctrica nacional (Atucha II), paralizadas durante el
gobierno de Alfonsín por problemas presupuestarios, el Estado decidió la cancelación
del plan nuclear argentino en 1994. Cuando se estaba planificando la realización de una
cuarta central nuclear, enteramente con tecnología nacional, la Central Argentina de
Elementos Modulares (CAREM) gracias a las décadas de experiencia en la materia que
existe en nuestro país, se suspendió todo financiamiento y apoyo político al desarrollo
nuclear argentino. Aún más, las autoridades nacionales intentaron, sin éxito, privatizar
las centrales nucleares de Atucha y Embalse en repetidas ocasiones.
La falta de nuevas centrales hidroeléctricas, sumada a la paralización de las
obras de Atucha II, implicó que la mayor parte de los incrementos en generación
eléctrica se dirigieran a las centrales térmicas, especialmente en la segunda mitad del
período. Estas centrales eran fundamentalmente gasíferas por sus menores costos
relativos (que eran premiados por el marco regulatorio) por lo que el grado de
dependencia del gas natural de la estructura del sistema energético nacional, se
profundizó durante los años noventa.
Paralelamente al fuerte incremento de la potencia instalada, la generación de
energía eléctrica mostró un crecimiento notable a partir de la privatización. Entre 1993 y
2001, la generación total pasó de 57.867 a 82.987 GWh, es decir que desde el comienzo
de la restructuración del sector y a lo largo de la Convertibilidad la producción de
energía eléctrica se expandió en más de un 40%.
89
Gráfico 16: Generación eléctrica (GWh)
90000
Turbo Vapor
Turbo Gas
Ciclo Combinado
Diesel
Nuclear
Hidráulica
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Fuente: Elaboración propia en base a Secretaría de Energía
El mayor crecimiento se observa en la generación hidráulica, que se incrementó
de 24.000 a 37.000 GWh, en consonancia con la puesta en producción de las nuevas
turbinas. La generación térmica, por su parte, mostró también un importante dinamismo.
En conjunto, la generación en centrales térmicas se incrementó en este período en un
50%. La principal expansión se observa en las centrales térmicas de ciclo combinado ya
que, mientras a comienzos de los noventa no se producía energía en este tipo de
centrales, para el año 2001 explicaban más del 30% de la energía total generada.
Por su parte, a comienzos del período, la generación térmica a turbo vapor era
sumamente relevante, ya que en el año 1993 representaba más del 35% del total de
energía producida. No obstante, a lo largo de la década fue perdiendo peso relativo, y en
2001 sólo se generó en estas centrales 6.900 GWh, es decir, sólo 8% del total. Como se
explicó, esto fue el resultado del cierre del ciclo de las centrales a turbo vapor,
transformándose en ciclos combinados. Como puede apreciarse, el peso de las centrales
a turbo vapor en el total de generación, es mucho menor que su participación en la
potencia instalada. Esto se debe a que las centrales que continúan utilizando esta
tecnología son más antiguas por lo que salen de funcionamiento con mayor frecuencia
que el resto del parque, sumado a que por sus mayores costos relativos son utilizadas
90
para generar electricidad solamente en los momentos de mayor demanda, funcionando
como potencia de resguardo.
4.3.2 - Transporte
La actividad de transporte de energía eléctrica es considerada como un servicio
público que, por sus características técnicas, constituye un ‘monopolio natural’, sujeto a
regulación y control por parte del Estado. Las empresas concesionarias que tienen a su
cargo la prestación del servicio deben transportar la energía eléctrica generada en las
centrales térmicas, hidráulicas y nucleares hasta los centros urbanos.
Dentro del marco regulatorio vigente a partir de la reforma, las empresas de
transporte tienen como principal obligación la de operar y mantener los sistemas
otorgados en concesión con un nivel de calidad satisfactorio. Tal nivel viene dado, para
cada una de las empresas, a partir de considerar la capacidad de transporte dada por la
máxima disponibilidad de todos sus equipos e instalaciones. Sobre esta base se
determinan los ingresos de la empresa, que deben cubrir los costos de mantenimiento y
operación de la red de transporte, más un margen de ganancia ‘razonable’. Las
concesionarias reciben, por un lado, una remuneración en concepto de conexión y
capacidad de transporte, y por el otro un ingreso por la cantidad de energía
efectivamente transportada. La remuneración en concepto de energía transportada se
establece para cada período tarifario (cinco años) por CAMMESA, y debe ser elevada al
ENRE para su aprobación. A su vez, en caso de que las instalaciones no se encuentren
disponibles para transportar energía, el ente regulador penaliza a la concesionaria en
función del tiempo de indisponibilidad del sistema.
Por otro lado, las empresas tienen la responsabilidad de informar las limitaciones
en el sistema de transporte en un horizonte de ocho años, a fin de que se tomen las
decisiones de inversión necesarias para garantizar el suministro eléctrico en el mediano
y largo plazo. No obstante, las transportistas sólo son responsables de efectuar las
inversiones necesarias para la operación y el mantenimiento de las instalaciones y
equipos que les fueran entregados en concesión. Las inversiones destinadas a la
expansión del sistema de transporte, en cambio, deben ser impulsadas y financiadas por
los usuarios que se vean beneficiados por su realización, es decir, las centrales
generadoras que se conecten al MEM mediante esa la línea y los usuarios finales que
reciban el suministro eléctrico. Por tanto, las empresas transportistas no tienen
obligación de realizar inversiones destinadas a ampliar el sistema. Esto explica que la
91
capacidad de transporte eléctrico se haya mantenido casi intacta durante la
Convertibilidad.
En la Argentina, el sistema eléctrico tiene la particularidad de que los principales
centros generadores (sobre todo los que no se tratan de centrales térmicas) se ubican a
gran distancia de las zonas de mayor demanda, por lo que las líneas de alta y extra-alta
tensión poseen una gran extensión. El tendido de líneas de 500 kV, en conjunto con las
estaciones transformadoras y compensadoras correspondientes, conforman el Sistema
de Transporte de Alta y Extra-Alta Tensión, que conecta entre sí las distintas regiones
eléctricas del SADI, mientras que el conjunto de líneas con niveles de tensión menores
(132 kV, 220 kV y 330 kV) integra los diferentes Sistemas de Transporte por
Distribución Troncal, que transporta al interior de cada una de las regiones eléctricas del
país.
En el marco del proceso de privatización del sector eléctrico, las líneas de
transmisión de 500 Kw pertenecientes a SEGBA, AyEE e HIDRONOR fueron
fusionadas y transferidas a una única unidad de negocio (TRANSENER S.A.) que a su
vez se encargó del servicio de extra alta tensión 103 . Las instalaciones y las redes de
transporte de menor tensión pertenecientes a las empresas públicas de jurisdicción
nacional, mientras tanto, conformaron cinco unidades de negocio correspondientes a
grandes zonas de distribución troncal regional. 104
Además de las transportistas propiamente dichas (es decir, aquellas empresas a
las que se les otorgó la concesión de las redes de alta tensión y por distribución troncal
existentes), forman parte del sistema de transporte de energía eléctrica un conjunto de
empresas privadas independientes que brindan el servicio como Prestadores Adicionales
de la Función Técnica de Transporte (PAFTT).
A lo largo de la década del noventa, la red de transporte de alta y extra-alta
tensión permaneció prácticamente intacta. Una de las pocas obras construidas durante la
Convertibilidad, fue el tendido de dos líneas de transmisión entre Rincón Santa María
(Argentina) y Garabí (Brasil) por parte de la empresa Comercializadora de Energía del
Mercosur S.A - CEMSA, subsidiaria de la española Endesa, para la exportación de 500
103
104
Ver mapa de la estructura de transporte eléctrico en Anexo.
Éstas son TANSNOA S.A. en la región eléctrica del Noroeste, TANSNEA S.A. en el Noreste,
TRANSPA S.A. en la región patagónica, DISTROCUYO S.A. en la región de Cuyo (privatizadas
entre 1994 y 1995) y TRANSCOMAHUE S.A. en el Comahue (cedida a los Estados Provinciales de
Neuquén y Río Negro en 1993). A estas transportadoras debe sumarse la empresa TRANSBA S.A.
perteneciente a la región de Buenos Aires, creada y privatizada en 1997 sobre la base de la Empresa
Social de Energía de Buenos Aires S.A. (ESEBA S.A.).
92
MW/hora por 20 años 105 . Esta línea internacional comenzó sus operaciones comerciales
en junio de 2000. La potencia firme fue de 1.050 MW y fue posteriormente ampliada en
1.000 MW más (lo que representaba cerca del 10% de la capacidad total instalada del
país en ese momento). La construcción de esta línea no respondía a una necesidad
estratégica del sistema eléctrico nacional, sino que se sustentaba en la fuerte crisis
energética que experimentaba Brasil en esa época. De esta manera, durante los años
2000 y 2001 se exportó el 6% de la electricidad generada en nuestro país. Esta energía
fue generada por la propia Endesa en sus centrales térmicas de Costanera y Bahía
Blanca, mediante la quema de gas natural o combustibles líquidos.
4.3.3- Distribución
La actividad de distribución de energía eléctrica es también considerada un
servicio público que, por la infraestructura que requiere, constituye un monopolio
natural. Como tal, al igual que ocurre con el segmento de transporte, se considera que
debe ser regulado y controlado por los organismos estatales designados para tal tarea.
Al interior del segmento de distribución se observa una diversidad mucho mayor
que en el resto de las actividades que conforman la cadena eléctrica. A diferencia de los
segmentos de generación y transporte, que previamente a la reforma pertenecían en su
mayor parte a las grandes empresas de jurisdicción nacional, la actividad de distribución
estaba a cargo tanto de empresas nacionales –como el caso de SEGBA, en la provincia
de Buenos Aires-, provinciales, municipales e incluso en muchas regiones era
desarrollada por empresas cooperativas.
La gran heterogeneidad que mostraba la estructura del segmento de distribución
a comienzos de la década del noventa tuvo como resultado escenarios diversos en
relación a la reforma. Por un lado, la mayor parte de las provincias adhirieron al proceso
impulsado desde el Estado Nacional y procedieron a concesionar a empresas privadas la
prestación del servicio de distribución eléctrica. En estas provincias se definió además
el marco regulatorio bajo el cual las concesionarias debían operar el servicio que, si bien
fue reglamentado a nivel jurisdiccional y con autonomía propia, en lo fundamental
estuvo basado en el marco reglamentado a nivel nacional para la actividad. A su vez, en
las provincias en que fue privatizada la distribución, se crearon entes estatales
encargados de controlar y regular la prestación del servicio por parte de las empresas
105
La parte compradora era otra subsidiaria de Endesa (Companhia de Interconexão Energética - CIEN).
93
concesionarias, garantizando que se cumplieran los términos del contrato de concesión.
Por otro lado, en un gran número de provincias, el servicio de distribución de energía
eléctrica continuó estando a cargo de empresas públicas provinciales y/o
cooperativas. 106
En cualquiera de los casos, las empresas que tienen a su cargo la prestación del
servicio se encargan de distribuir la energía eléctrica al interior de la región a su cargo,
desde las redes de transporte hasta los usuarios finales. Cada una de las empresas que
opera en una determinada zona es responsable de abastecer la demanda total dentro de
dicha región, garantizando además la expansión del servicio y la incorporación de
nuevos usuarios que pudieran demandar el servicio.
4.4- El sector eléctrico en el período post-Convertibilidad
La Ley de Emergencia Pública de 2002 rompió el marco regulador heredado de
la Convertibilidad al pesificar y congelar las tarifas. No se realizó la actualización
periódica y los contratos de las concesiones debían ser renegociados; para eso, se creó la
Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (UNIREN). No
obstante, el Estado no generó una nueva estructura normativa que reemplazara a la
existente. Al igual que en el caso del gas natural, se observó una fuerte intervención
estatal aunque de una forma intermedia: alejado del abandono de la ‘larga década
privatizadora’ pero también distinto al estado planificador previo a la reforma. A
diferencia del caso del gas, la participación del Estado en el sistema eléctrico,
especialmente en el caso de la generación y del transporte, fue mucho más directa y de
mayor relevancia.
Luego de la crisis desatada a finales de 2001, tanto los montos reconocidos a las
transportistas y distribuidoras como las tarifas a los consumidores residenciales se
mantuvieron congelados. A pesar de ello, las tarifas no residenciales evidenciaron un
crecimiento sostenido, llegando en noviembre de 2009 a un incremento de 159% 107 . Si
se compara este crecimiento con la evolución del índice de precios mayoristas (IPIM)
106
A lo largo de la década del noventa fue concesionada la prestación del servicio de distribución de
energía eléctrica en las provincias de Catamarca, Buenos Aires, Entre Ríos, Formosa, Jujuy, La Rioja,
Mendoza, Río Negro, Salta, San Luis, San Juan, Santiago del Estero y Tucumán. Por el contrario, las
empresas distribuidoras continuaron siendo estatales en Chaco, Misiones, Corrientes, Córdoba , Santa
Fe, La Pampa, Tierra del Fuego, Neuquén, Chubut y Santa Cruz. En Chubut y La Pampa, por su parte,
la prestación del servicio continúa principalmente en manos de cooperativas.
107
IPIM – productos manufacturados y energía eléctrica – energía eléctrica.
94
para el mismo período, las tarifas no residenciales mostraron un aumento
significativamente menor al resto de los insumos (285%).
Con la pesificación de las tarifas y el quiebre del sistema de pass-through, las
empresas limitaron fuertemente sus inversiones, aduciendo falta de rentabilidad, y
varias de ellas demandaron al Estado argentino ante el CIADI por la ruptura de los
contratos de concesión.
El crecimiento de la demanda eléctrica asociado a la acelerada expansión de la
economía argentina a partir del año 2003, puso rápidamente en evidencia los retrasos en
la inversión en el segmento transmisión de energía eléctrica. Al mismo tiempo, el
incremento en el consumo de energía debido a los elevados niveles de crecimiento de la
actividad industrial y a la mayor demanda de usuarios residenciales, en concurrencia
con la paralización de inversiones en la construcción y la ampliación de centrales desde
los últimos años de la Convertibilidad, resultaron en el agotamiento gradual del
excedente en generación existente a comienzos de la década. Así, el sistema eléctrico
argentino mostró, ya en los primeros años del nuevo siglo, evidentes signos de
agotamiento.
En el segmento de generación, si bien durante la década previa existieron
importantes incrementos en la potencia de generación instalada, se observaba una
elevada dependencia de la producción en centrales termoeléctricas, especialmente en
base a gas natural y, en menor medida, a otros hidrocarburos. Durante esos años, la
inversión en centrales hidroeléctricas fue escasa y se concentró en obras ya planificadas
en Yacyretá -financiadas con fondos públicos- mientras que no existieron inversiones
orientadas a incrementar la potencia de generación nucleoeléctrica. Tal como se dijo, las
inversiones privadas se concentraron principalmente en la conversión de centrales
térmicas existentes de ciclos abiertos a ciclos combinados, sustentadas en la
disponibilidad de gas natural a un costo relativamente bajo.
El esquema de despacho de energía implementado a través de CAMMESA, que
premia la generación con menores costos como forma de incentivar la eficiencia,
favoreció la concentración de la producción en centrales térmicas a gas natural. Este
esquema se basa en la implementación de incentivos económicos para que los capitales
privados realicen inversiones en centrales generadoras orientadas a minimizar los costos
de producción de energía. Tales decisiones de inversión sólo consideran la obtención de
mayores beneficios económicos individuales en el corto plazo, pero no tienen en cuenta
las necesidades globales del sistema, especialmente en el largo plazo. La búsqueda de la
95
obtención del mayor rédito económico individual no conduce al funcionamiento más
eficiente del sistema eléctrico. Por el contrario, resulta en un elevado grado de
dependencia gasífera del segmento de generación de energía eléctrica, lo que constituye
actualmente una de las principales limitaciones del sistema, especialmente en un
contexto de progresivo agotamiento de las reservas comprobadas de gas natural y de
incrementos en el precio interno del suministro de gas. Como se mencionó, las tarifas de
gas a los generadores de energía eléctrica se incrementaron fuertemente desde 2004.
Del mismo modo, en cuanto a las ampliaciones de la red transporte, el esquema
de financiamiento y toma de decisiones de inversión por parte de los eventuales
beneficiarios no obtuvo los resultados pretendidos, y el conjunto de obras destinadas a
la ampliación del sistema de transporte durante el régimen de Convertibilidad resultó
insuficiente a la luz del crecimiento en el segmento de generación y en la demanda de
energía eléctrica.
Esta dinámica desembocó en una conformación del sistema eléctrico con una
elevada capacidad de generación, pero con grandes limitaciones vinculadas a la
transmisión de energía en alta y extra alta tensión. La instalación de la Cuarta Línea de
Alta Tensión del Comahue en 1999 brindó una solución parcial y transitoria a este
problema, que volvió a manifestarse con toda su intensidad en los años siguientes. 108
Esta estructura sectorial llevó a la situación de supuesta crisis en 2004 ya
mencionada. Ante los menores volúmenes de gas disponibles, la generación térmica se
vio afectada por lo que se debió recurrir a la importación de grandes cantidades de fueloil como sustituto del gas. Mediante un acuerdo con Venezuela, se acordó que la estatal
PDVSA suministrara el combustible a CAMMESA, otorgando facilidades de pago al
Estado Nacional. No obstante, este combustible resultó mucho más caro que el gas
nacional, lo que generó un aumento en los costos de los generadores y por ende un
incremento en las valores que se reconocen por Mw, a la vez que es mucho más
contaminante.
No obstante, la situación de escasez continuó profundizándose. En el año 2007
se produjeron racionamientos en la distribución de electricidad y gas natural para los
consumidores industriales. Paralelamente, con el fin de privilegiar la provisión de gas
natural para los usuarios residenciales, se limitó el suministro a los expendedores de
GNC, mientras que las centrales térmicas continuaban generando electricidad con
108
Rey (2000)
96
combustible importado. Además, se comenzó a importar electricidad desde Brasil,
utilizando la línea de transporte internacional creada por Endesa.
Esta infraestructura no estaba siendo usada, ya que, por un lado, a partir del
aumento de la demanda de energía eléctrica en el mercado local, las exportaciones a
Brasil habían sido suspendidas; y por el otro, Brasil había superado su crisis energética
mediante un fuerte aumento de su capacidad instalada de generación eléctrica.
Así, luego de esta gran falta de planificación del ‘mercado’ (ya que el sistema
eléctrico argentino no permitía sostener un plan de exportaciones racional), la
infraestructura instalada con el objetivo de vender al exterior parte de la energía
generada localmente, permitió una interesante experiencia de integración energética
latinoamericana fomentando el comercio bilateral entre Argentina y Brasil. A partir del
2008, ambos países realizan un intercambio equilibrado mediante el cual Brasil envía
energía en invierno -época de faltante energético en el mercado argentino- que se
reintegra en época estival, cuando el sistema argentino tiene excedentes de gas natural
para generación eléctrica. A su vez, esta línea de transmisión podría ser utilizada ante la
eventual construcción de una represa binacional en la zona de Garabí, aprovechando su
potencial hidroeléctrico para generar electricidad renovable.
Este es un ejemplo de un acuerdo de integración energética entre países, que
tiene en cuenta las diferentes capacidades y limitaciones de los sistemas nacionales.
Asimismo, presenta la ventaja de que utiliza en forma racional la infraestructura
instalada por una empresa extranjera con el objeto de exportar energía. Sin embargo,
cabe aclarar que mientras Brasil envía energía renovable (el 76% de la electricidad
brasileña se genera con represas hidroeléctricas), Argentina devuelve electricidad
generada mediante la quema de recursos naturales no renovables (ya que depende de la
utilización de gas natural y combustibles líquidos).
El incremento en las tarifas fue utilizado para morigerar los impactos de la crisis
energética. Si bien las tarifas a los usuarios residenciales se mantuvieron congeladas en
estos años, como ocurrió en el caso del gas; luego de la ´crisis` registrada en 2004, se
implementó un sistema de premios y castigos para incentivar el ahorro de energía
eléctrica. Con la implementación del PUREE (Programa de Uso Racional de Energía
Eléctrica), las tarifas de los usuarios residenciales se vieron afectadas por bonificaciones
o cargos adicionales que dependían del nivel de ahorro en el consumo. Cabe aclarar que
dicho programa se centró en el 60% del total de los usuarios residenciales, aquéllos que
consumían más de 300 Kwh cada bimestre.
97
Como el consumo eléctrico es un insumo fundamental para la vida y el
desarrollo, su nivel de consumo depende menos del valor de la tarifa que de variables
sociales y económicas. Aún más, este tipo de programas terminan teniendo un impacto
mayor en los sectores de menores ingresos, que por lo general poseen equipos de mayor
demanda energética y que, por las características de sus hogares -calidad de los
materiales, tipo de construcción, zona geográfica en la que habitan-, requieren de un
consumo más elevado para la vida diaria, a la vez que gastan una proporción mayor de
sus ingresos en servicios básicos.
De la misma forma que el programa utilizado para el caso del gas natural, este
tipo de medidas que tienen por objetivo la búsqueda de ‘eficiencia energética’ y el
menor consumo mediante un aumento en la tarifa constituyen un error, ya que la energía
eléctrica es un insumo básico que no debe pensarse como una mercancía cualquiera.
En líneas generales, la única forma de ajustar el consumo por intermedio de un
aumento de precios es castigando a las capas más vulnerables de la sociedad que no
podrán acceder a este insumo básico.
Paralelamente a este aumento de tarifas, se efectuó un plan de reemplazo de
lámparas incandescentes por nuevas lámparas de bajo consumo (que no llegó a los
objetivos planteados aunque logró cierto aumento en la eficiencia energética
doméstica).
En mayo de 2004, se anunció un ambicioso plan de expansión del sistema
energético, el “Plan Energético Nacional 2004-2008”. Este plan significó el regreso del
Estado Nacional al sector eléctrico, mediante la planificación de la actividad del sector y
la concreción de una serie de obras, mucha de las cuales habían sido postergadas desde
la década de los noventa. El proyecto contemplaba la construcción de más de 5.000 Km
de líneas de Alta y Extra-Alta Tensión, la incorporación de más de 5.000 Mw de
potencia instalada de generación, así como la realización de obras para expandir la
capacidad de transporte de gas natural, que constituye un factor esencial para
aprovechar la enorme capacidad de generación térmica.
En el segmento de generación, el Plan Energético Nacional se centró
fundamentalmente en obras de gran importancia en generación hidráulica y nuclear. En
primer lugar, en el año 2005 se reemplazó uno de los transformadores de la Central
Hidroeléctrica Río Grande, en la provincia de Córdoba, que se encontraba fuera de
servicio desde 1998. Esta obra permitió recuperar 350 Mw de potencia instalada. En
segundo lugar, se inició la elevación gradual de la cota de la Central Hidroeléctrica
98
Yacyretá de 76 a 83 metros sobre el nivel del mar (msnm), lo que permitirá aumentar la
potencia instalada en la central en 2.400 Mw eléctricos (de 1.700 a 3.100 Mw), y
entregar al MEM 18.500 GWh anuales. La finalización de esta obra implicaría
incrementar la potencia hidráulica total un 25%. Actualmente, el nivel de cota se ha
elevado hasta los 80 msnm, y se estima alcanzar la cota definitiva de 83 msnm a finales
de 2010 109 .
Otra obra de suma importancia en el segmento de generación, es la reanudación
de la construcción y puesta en marcha de la Central Nuclear Atucha II, paralizada
totalmente desde el año 1994. Esta Central tendrá una potencia bruta de generación de
750 Mw, y aportará al SADI 5.800 GWh por año. La puesta en operación de Atucha II
(estimada para 2011) insumirá una inversión total de 1.800 millones de dólares, e
implicará un incremento de casi el 75% en la potencia instalada nuclear. Paralelamente,
en el año 2006 se reanudó el proyecto CAREM (Central Argentina de Elementos
Modulares) para la creación de pequeñas centrales nucleares (25 Mw) de diseño
nacional, como piloto para su exportación y posterior desarrollo de centrales nucleares
de mayor porte.
Finalmente, también se realizaron importantes inversiones en generación
termoeléctrica. En primer lugar debe señalarse la construcción de nuevas centrales
térmicas financiadas a través de FONINVEMEM, un fondo fiduciario creado por la
Secretaría de Energía a tal efecto, ante la escasez de capitales privados interesados en
llevar a cabo las inversiones necesarias. Se trata de dos centrales de ciclos combinados,
Termoeléctrica José de San Martín en Timbúes, provincia de Santa Fe, y Termoeléctrica
Manuel Belgrano en la localidad de Campana. Ambas centrales fueron inauguradas
como ciclo abierto en 2009 y están operando a plena potencia como ciclo combinado
desde comienzos de 2010. Se trata de dos de las obras más importantes en generación
térmica en nuestro país, ya que cada una de estas usinas térmicas posee una potencia
instalada de 800 Mw. A su vez, se realizaron inversiones para la ampliación de la
capacidad de generación de centrales térmicas ya existentes. En este sentido, en
septiembre de 2008 se inauguró un nuevo ciclo abierto de 100 MW de potencia en la
Central Térmica Güemes, en la provincia de Salta, mientras que actualmente se
encuentra en ampliación la Central Térmica Loma de la Lata mediante el cierre del
109
En Junio de 2009 se inauguró la central hidroeléctrica de Los Caracoles en San Juan de 121 MW de
potencia que será utilizada para riego.
99
ciclo, que permitirá incrementar su capacidad de generación en 178 MW. Esta obra
tiene prevista como fecha de finalización el cuarto trimestre de 2010.
Por su parte, en lo que se refiere al segmento de transporte de energía se
implementó en este marco el Plan Federal de Transporte, orientado a expandir la red de
transmisión en alta y extra-alta tensión. La primera obra en ser ejecutada y puesta en
funcionamiento fue la construcción de 354 km de líneas de 500 kV entre la ET de
Choele-Choel y la nueva ET Puerto Madryn, en febrero de 2006. Esta línea de extra-alta
tensión constituyó la primera etapa de la interconexión entre el SADI y el Sistema
Patagónico, proyecto de enorme importancia para el sistema energético nacional y
largamente postergado en los años previos 110 . El vínculo SADI-SIP se completará con
una segunda etapa, constituida por la interconexión Puerto Madryn - Pico Truncado Río Gallegos, la cual a su vez se dividió en dos etapas: la construcción de 543 km de
líneas de 500 kV que vinculan las transformadoras Puerto Madryn y Pico Truncado
(finalizada en 2008) y la interconexión Pico Truncado - Esperanza - Río Turbio – Río
Gallegos, actualmente en proceso de licitación y con un horizonte de finalización
estimado en 2012. Con la construcción de estas redes, se dará por finalizado el proceso
de integración entre el SADI y el SIP.
Otras obras desarrolladas en el marco del Plan Federal de Transporte Eléctrico
fueron la interconexión Mendoza – San Juan (175 km en 500 kV y 5 km en 220 kV),
habilitada comercialmente en 2007, y en 2008 la vinculación Recreo - La Rioja (150 km
en 500 kV y 40 km en 132 kV), y la construcción del tercer tramo del Sistema de
Transmisión asociado a la Central Hidroeléctrica Yacyretá (912 km en 500 kV), que
conectó las ET de Rincón Santa María (Corrientes) y General Rodríguez (Buenos
Aires), y permitió el transporte de la mayor cantidad de energía generada a partir de la
elevación de la cota de Yacyretá, a la vez que proporcionó capacidad de transmisión
suficiente para incrementar los intercambios de energía con Brasil.
A su vez, actualmente se encuentra en proceso de finalización la obra de
Interconexión Comahue – Cuyo (708 km en 500 kV), con fecha estimada en diciembre
del 2011; y el Programa de Transmisión eléctrica del Norte Grande, estimado también
para 2011, que está conformado por la construcción de 1.220 km de líneas de extra alta
110
La integración del MEM con el Sistema Patagónico fue largamente postergada. La sanción de la Ley
23.681 en 1989 estableció la creación del Fondo Provincia de Santa Cruz, destinado fundamentalmente
a financiar las inversiones necesarias para la vinculación MEM-MEMSP mediante un recargo del seis
por mil en las tarifas vigentes de venta de la electricidad al usuario final. No obstante, a pesar de contar
con estos fondos desde 1989, las obras necesarias para realizar la interconexión recién fueron llevadas
a cabo en 2006.
100
tensión para vincular las regiones NOA y NEA, y un conjunto de obras de transmisión y
subtransmisión regional y provincial.
En definitiva, el conjunto de obras destinadas a la ampliación del Sistema de
Transporte implica un incremento del 50% en la longitud de la red de transmisión en
alta tensión, además de la construcción de nuevas estaciones transformadoras y la
ampliación de la capacidad de algunas ya existentes. Actualmente se encuentra en
implementación la segunda etapa del Plan Federal de Transporte Eléctrico, orientado a
la ampliación de los Sistemas de Transporte por Distribución Troncal en cada una de las
regiones eléctricas que conforman el SADI.
Sin dudas, el Plan Energético Nacional supuso un importante impulso para un
sistema eléctrico al borde del colapso, después de varios años de desinversión. Pero,
más importante aún, implicó un cambio en el rol del Estado en el sector. Ante la falta de
interés del capital privado en la expansión del sistema de transporte, así como la
construcción o ampliación de centrales generadoras en el nuevo esquema postConvertibilidad, fue el Estado Nacional a través de sus diversos organismos el que
financió las inversiones más importantes en estos segmentos.
No obstante, muchos de los principales problemas que aquejaban al sistema
eléctrico al momento de diseñar el Plan continúan vigentes seis años después de su
puesta en marcha. En primer lugar, el segmento de generación continúa teniendo una
exagerada dependencia del parque térmico. Como puede observarse en el Gráfico 17 la
estructura de potencia instalada de generación entre el año de implementación del Plan
Energético Nacional y diciembre de 2009 (último dato disponible) no se ha modificado
sustancialmente. Aún más, el peso relativo de las centrales térmicas convencionales en
el total es del orden del 57%, un punto porcentual por encima que en 2004.
Gráfico 17 – Potencia instalada
Potencia instalada Diciembre 2004
Potencia instalada Diciembre 2009
40%
39%
56%
57%
4%
TÉRMICA
NUCLEAR
4%
TÉRMICA
HIDRÁULICA
Fuente: Elaboración propia en base a CAMMESA
101
NUCLEAR
HIDRÁULICA
Por otro lado, en el segmento de transporte de energía persisten también
importantes limitaciones. Recientemente, la región del NEA ha sufrido prolongados
cortes en el suministro eléctrico debido a problemas de saturación del sistema de
transporte y distribución en jornadas de alta temperatura, tanto en las redes de
transmisión de alta tensión, las líneas de distribución troncal, las centrales
transformadoras, como en las redes de distribución.
En cuanto a las tarifas, recientemente se permitió a las empresas distribuidoras
una cierta recomposición del valor que cobran a los usuarios. Con la Resolución
328/2008 y luego la 356/2008, a partir del 1º de julio de 2008, en la zona de jurisdicción
del ENRE rige un aumento que afecta a los usuarios residenciales medianos y grandes,
implicando el descongelamiento del precio del consumo domiciliario que había quedado
sujeto a los valores fijados en 2001. Dichas resoluciones dividen a los usuarios
residenciales por consumo: los usuarios T1R1 y T1R2 con consumos menor o igual a
650 kw/h bimestrales no sufren incremento; y los usuarios con consumo superior a 650
kw/h bimestrales, reciben un aumento en la tarifa eléctrica. El mayor valor que abonen
debe ser destinado íntegramente a inversiones que mejoren la calidad del servicio.
El incremento en la tarifa de diciembre de 2001 a julio de 2008, se dio de forma
gradual y discriminada según los niveles de consumo, llegando al 108% en el caso de
Edesur, 100% Edenor y 93% Edelap de aumento en el cargo variable para los consumos
superiores a 1.401 kw/h por bimestre.
Los datos a julio sobre de la distribución de usuarios residenciales según
consumo de CAMMESA, muestran que la cantidad de usuarios que reciben estos
aumentos (usuarios cuyo consumo es superior a 650 kwh) son alrededor del 20% del
total, sin tomar en cuenta los cargos adicionales del PUREE. 111
En noviembre de 2008, con la Resolución 628/2008, la brecha en las tarifas para
usuarios con distintos niveles de consumo se incrementó aún más. Dicha resolución
alcanzó a aquellos usuarios cuyo consumo superaba los 650 kw/h por bimestre. En estos
casos se evidenciaron incrementos que fueron desde el 94% y llegaron en promedio al
358% (respecto a la tarifa de julio) en el cargo variable para los consumos superiores a
2.800 kw/h.
111
IAE 2009.
102
Gráfico 18 – Evolución tarifas energía eléctrica
250,00
Cargo Fijo
Cargo Variable
Impuestos
200,00
29,5
150,00
24,0
100,00
15,2
12,1
136,5
111,1
50,00
0,00
6,3
7,2
7,2
6,3
6,3
29,3
33,4
33,4
29,3
17,6
18,8
18,8
17,6
23,2
25,5
Dic-01
Jul-08
Dic-08
Dic-01
Jul-08
Dic-08
651-800 kw /h bimestre
70,2
56,1
29,3
1001-1200 kw /h bimestre
17,6
25,1
27,5
Dic-01
Jul-08
Dic-08
1201-1400 kw /h bimestre
Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENRE
En el Gráfico 18 puede observarse la evolución de las tarifas correspondientes a
tres segmentos de consumidores residenciales R2 correspondientes a la distribuidora
Edesur 112 . Como se distingue, desde 2001 a julio de 2008 los diferentes segmentos
abonaban la misma tarifa. A partir de julio de 2008, se comenzó a discriminar la tarifa
por los kw/h consumidos. Para los consumidores menores a 800 kw/h, el aumento desde
diciembre 2001 a diciembre 2008 fue del 12%. En cambio, para los de mayor consumo,
el aumento en el mismo período fue de 202% (consumos de 1.000 a 1.200 kw/h) a
263% (de 1.200 a 1.400). Si comparamos estos aumentos con el IPC, se observa que si
bien los hogares con menores consumos tuvieron un aumento menor al del resto de las
mercancías de la canasta, los consumidores de más de 1.000 kw/h recibieron un
incremento sustancialmente superior. Según datos de CAMMESA, éstos serían apenas
el 20% de los hogares pero, como se mencionó en el caso de gas natural, no
necesariamente se refiere a las familias de mayores ingresos ya que el consumo
energético no es un buen indicador del nivel de vida.
112
La evolución de las tarifas para el resto de las distribuidoras dependientes del ENRE es similar.
103
5- CONCLUSIONES
En este trabajo se han analizado las características básicas del sector energético
argentino en los últimos años. Se intentó caracterizar la situación actual enmarcándola
en la historia de las políticas que se llevaron adelante a lo largo del siglo XX, pues
entendemos que no es posible comprender la problemática energética de un país sin
contextualizar sus interrelaciones sociales, políticas e históricas.
Comenzando desde una visión general, se describió la dependencia argentina del
consumo de hidrocarburos, es decir de recursos naturales no renovables. El gas natural y
sobre todo el petróleo cuentan cada vez con más peso geopolítico en el sistema mundo
actual, donde las guerras y conflictos internacionales motivados por el acceso a las
reservas mundiales de hidrocarburos no son pocas. Esta conflictividad se debe a la mala
distribución de los recursos a nivel mundial y a las grandes diferencias en los consumos
de energía que existen entre los países. Así es como los países desarrollados, que
cuentan con apenas el 18% de la población del mundo, consumen casi la mitad de la
energía mundial. En ese contexto, Argentina cuenta con autoabastecimiento energético
pero su peso es marginal a nivel mundial.
El consumo energético argentino muestra una fuerte participación del gas natural
(tanto domiciliario como industrial) y una mucha menor de la electricidad,
comparándolos con promedios internacionales. A pesar de que esta distribución es
racional, ya que se trata de una fuente abundante en nuestro país y más limpia que otras
fuentes, tiene la desventaja de atar el funcionamiento energético del país a un solo
recurso no renovable y con fuertes tensiones internacionales. Además, limita la
posibilidad de crecimiento de las energías renovables en el mediano plazo
(fundamentalmente, generadoras de energía eléctrica), sobre todo teniendo en cuenta
que el consumo de gas natural está subestimado, pues existen grandes demandas
insatisfechas tanto en el sector industrial como en el domiciliario.
Por ende, hemos desarrollado el presente estudio de la situación de los
hidrocarburos y la energía eléctrica, al que consideramos necesario y punto central para
entender el estado actual de la energía en Argentina.
Analizando la historia reciente de la energía en nuestro país, hemos logrado
identificar tres grandes períodos que se repiten en cada uno de los sectores. En un
primer momento, el sistema estaba bajo el control estatal (mediante regulaciones y con
la presencia fundamental de las empresas estatales). Sólo en la extracción de petróleo y
104
la comercialización de combustible se podía encontrar una participación privada
relevante, siempre dependiente de las acciones de la petrolera estatal. El resto de los
sectores eran controlados monopólicamente por el Estado Nacional o Provincial.
Precios, volúmenes e inversiones se definían pensando en los recursos a largo plazo y se
consideraba a la energía como un insumo estratégico para la industria nacional y un
derecho de la población. Existía una política energética planificada, por ejemplo, a
través del sostenimiento de medidas como el desarrollo del GNC vehicular para
reemplazo de las naftas o de las grandes obras hidroeléctricas financiadas con parte de
la renta petrolera. Dichos proyectos de largo plazo fueron sostenidos por gobiernos de
distinto color político, aún por dictaduras militares. La energía disponible, abundante y
barata cumplió un papel fundamental en el modelo de Industrialización por Sustitución
de Importaciones. No obstante, esto no indica que no se haya incurrido en graves fallas
e ineficiencias. Los grandes ‘apagones’ del fin del gobierno alfonsinista, por ejemplo,
sumados a la fuerte campaña mediática, fueron uno de los motivos por los que la
privatización de las empresas eléctricas no haya generado un fuerte rechazo en la
sociedad.
Si bien las primeras transformaciones de esta organización del sistema
energético se sucedieron durante la última dictadura militar y la llegada de las políticas
neoliberales de la mano de Martínez de Hoz, el cambio fundamental ocurrió en 1989. A
partir de los primeros días de la administración menemista se trastocó esta estructura
mediante políticas drásticas de apertura indiscriminada, desregulación completa y
privatización de las empresas públicas. La energía en general y los hidrocarburos en
particular dejaron de pensarse como insumos estratégicos para entenderse como
commodities exportables, mercancías con precio estipulado por la oferta y la demanda
internacional. El Estado se alejó de la economía, dejando en libertad a las empresas
privadas (fundamentalmente extranjeras) para que organizaran los mercados en forma
oligopólica. Los precios anteriormente estipulados políticamente y de acuerdo a los
costos se alinearon con los valores internacionales, se malvendieron las empresas
públicas y se desarticularon los organismos de control estatal; en los segmentos
considerados monopolios naturales se creó un marco regulatorio que determinó las
tarifas, pero en muchos casos no cumplió su rol, castigando con fuertes aumentos a los
segmentos cautivos. Esta ‘década larga neoliberal’ duró hasta la caída de De la Rúa en
2001.
105
Por último, desde 2002/2003, luego de la devaluación y de la Ley de Emergencia
Económica, se presentó una nueva estructura tanto política como sectorial. Hemos
caracterizado al accionar del Estado en esta etapa como ‘intermedio’ entre las dos
experiencias históricas mencionadas anteriormente. Si bien se revindicó la participación
del Estado en la regulación y se tomaron medidas en ese sentido, no fue consolidado
con una nueva organización sectorial. Este punto fue mucho más importante en cuanto
al mercado eléctrico y a la distribución y transporte del gas. En el upstream petrolero y
gasífero, es donde los puntos de continuidad en las políticas fueron mayores y donde
existieron menores cambios en la estructura sectorial. No obstante, aún en el mercado
petrolero la participación estatal fue importante por medio de las retenciones que
separaron los precios internos de los internacionales y sin las cuales nuestro país hubiera
sufrido una fuerte inflación y una peor distribución del ingreso.
Para modificar o ‘poner parches’ en el aparato regulatorio neoliberal, se procedió
a llevar adelante medidas en algún punto contradictorias. Se creó una petrolera estatal
(ENARSA) que aún hoy no tiene poder real de intervención en el mercado petrolero, al
tiempo que se habilitó la fragmentación del subsuelo y se permitieron prórrogas en los
contratos de concesión que iban en contra de lo normado por la legislación argentina.
Ante la ´crisis` eléctrica por falta de inversiones, se reanudaron obras necesarias en
transporte y generación de energía, pero en vez de exigir que su financiación estuviera a
cargo de las empresas, fueron los consumidores (por cargos directos o vía impuesto) los
que cargaron con las inversiones. No sólo eso, sino que las mayores centrales de
generación térmica, construidas por el Estado, pasaron a manos de las propias empresas
privadas que no realizaron las inversiones necesarias.
La falta de reestructuración del aparato regulatorio se ve claramente reflejada en
la evolución de las tarifas luego de la devaluación. La renegociación de los contratos de
energía eléctrica y gas natural que debía resolverse en los primeros meses de 2002 fue
prorrogada hasta la actualidad, sin perspectivas de encontrar un acuerdo en el corto
plazo. Después de romper la estructura tarifaria neoliberal, se implementaron subsidios,
cargos específicos y acuerdos transitorios con algunas empresas sin una lógica general
ni una regulación sectorial general.
A pesar de contar con algunos planes puntuales, dentro de los cuales el ‘Plan
Energético Nacional 2004-2008’ es el más importante, no se vislumbra una
planificación del sector energético en su conjunto. A diferencia de la etapa de
preponderancia estatal, en la actualidad la participación del Estado responde más a los
106
problemas coyunturales. Se toman decisiones que van detrás de las fallas de la actual
estructura, imponiendo medidas donde falla el ‘mercado’, sin que se modifique la
estructura sectorial ni los marcos regulatorios.
Un estudio completo de los múltiples aspectos de la problemática energética
nacional excede las posibilidades de un trabajo como este. Mercados tan relevantes
como los combustibles líquidos han quedado afuera, tan sólo mencionados
tangencialmente. No obstante entendemos que hemos logrado un panorama general de
la problemática de la energía en Argentina capaz de sentar las bases para una nueva
política energética nacional tendiente al desarrollo endógeno que combine tanto el uso
racional de los recursos naturales renovables y no renovables como el papel
fundamental de la energía en la vida moderna. La energía debe ser entendida como un
insumo estratégico y como un derecho de los ciudadanos. Argentina tiene los recursos
humanos y naturales necesarios para que así sea.
107
6- ANEXO
Gráfico I - Reservas y extracción de petróleo
Re se rva s
600
60
Horiz ont e : Re se rva s/ Ext ra c c ión (Años)
50 0
50
400
40
300
30
200
20
14 ,1 14 ,4 13 ,9
12 ,9
8 ,9
10 0
9 ,4
10 ,0 10 ,2
9 ,2
9 ,1
9 ,1
8 ,6
8 ,9
10 ,5 10 ,6 10 ,1 10 ,2
9 ,9
9 ,7
10 ,7
11,2
11,0
9 ,0
10
Producción (MM m3); Horizonte Res/Prod (Años)
Reservas Probadas (MM m3)
Ext ra c c ión
0
0
1986 1987 1988 1989 1990
1991 1992 1993 1994
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Gráfico II - Reservas y extracción de gas
Re se rva s
900
60
Ext ra c c ión
800
Reservas Probadas (MM m3)
50
70 0
600
40
3 6 ,2
3 4 ,9
3 4 ,0
50 0
3 0 ,7
30
2 5,2
400
2 4 ,1
2 1,6
19 ,4 19 ,3
300
2 0 ,3 19 ,8
18 ,4 17,8
17,6
17,4
20
16 ,6
14 ,5
12 ,1
200
10 ,3
8 ,5
8 ,6
8 ,7
7,9
10
10 0
0
0
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999 2000
2001 2002
Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS y Secretaría de Energía.
108
2003 2004 2005
2006 2007
2008
Producción (MM m3); Horizonte Res/Prod (Años)
Horiz ont e : Re se rva s/ Ext ra c c ión ( Años)
Gráfico III - Pozos de exploración
180
Petróleo
160
140
Gas
74% improductivos
120
Improductivos
28% improductivos
26% productivos
72% productivos
100
80
60
40
20
0
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2006
2007
2007
2008
Gráfico IV - Exportación petróleo y gas natural
25.000
Petróleo Miles m3
Gas Millones m3
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
109
2000
2001 2002
2003
2004
2005
2008
2009
Gráfico V - Evolución del consumo local de gas natural por tipo de usuario
140
Residencial
Comercial
Industriales
Generadores Eléctricos
GNC
Otros
120
MMm3/d
100
21
80
60
9 ,2
2 ,1
16,3
40
8 ,6
2 ,6
19,6
15,7
9 ,8
3
10 ,7
3 ,9
23,8
23,6
23,4
10 ,4
4 ,6
6 ,6
4 ,1
14 ,3
5 ,1
29,3
29,8
8 ,3
16
24
28,3
7 ,8
7 ,6
33,4
34,7
29,7
31,2
3,4
3,2
8 ,3
8 ,7
7 ,2
5 ,6
19 ,8
31,2
29,3
24,4
21,3
22,9
26,5
27,2
22,7
25,3
29,9
23,2
20,9
21
21,5
22,9
23,6
22,5
2,7
2,6
2,9
2,8
2,7
2,8
3,1
3
2,4
2,5
2,8
3,1
2,4
2,6
16 ,3
16 ,5
16 ,6
16 ,6
16 ,9
18 ,8
20
19 ,3
19 ,3
2 0 ,1
2 0 ,1
2 1,8
2 1,7
2 6 ,5
16 ,2
2 4 ,6
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
18
20
10 ,5
2 ,8
9 ,2
3 ,5
19 ,5
18 ,6
19 ,7
2 1,4
0
Fuente: elaboración propia en base a datos de Enargas y de Secretaría de Energía
Tabla I - Evolución del consumo local de gas natural
Consumo local de Gas /1 (en millones de m3/día)
Años
Residencial /2
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Comercial
16,2
16,3
16,5
16,6
16,6
16,9
18,8
20
19,3
19,3
20,1
20,1
21,8
21,7
26,5
24,6
Industriales /3
2,4
2,4
2,6
2,5
2,7
2,6
2,8
2,9
2,8
2,7
2,8
3,1
3,1
3
3,4
3,2
Generadores
Eléctricos
18
20,9
21
21,5
22,9
23,6
22,5
23,2
22,7
22,9
25,3
26,5
27,2
29,9
29,7
31,2
/1 Incluye Off System by-pass comercial y by-pass físico
/2 Incluye SDB
16,3
15,7
19,6
23,8
23,6
23,4
29,3
29,8
24,4
21,3
24
28,3
29,3
31,2
33,4
34,7
23,0%
5,5%
/3 No incluye RTP CERRI incluido en Otros
GNC
Otros /4
2,1
2,6
2,8
3
3,5
3,9
4,1
4,6
5,1
5,6
7,2
8,3
8,7
8,3
7,8
7,6
9,2
8,6
10,5
9,8
9,2
10,7
6,6
10,4
14,3
16
19,5
21
21,4
19,7
18,6
19,8
25,2%
35,7%
36,2%
62,9%
TOTAL Uso
Consumo
yacimientos y
retenido en
gasoductos
64,1
66,4
73
77,3
78,5
81,1
84,2
90,8
88,5
87,8
98,9
107,2
111,5
113,9
119,4
121,1
Total
Consumo*
6,9
7
7,7
9,4
10,8
11,9
13
13,9
13,6
14
14,7
15,3
15,5
15,5
17,5
16,4
71
73,4
80,7
86,7
89,3
93
97,1
104,6
102,1
101,9
113,7
122,5
127
129,4
136,9
137,5
Índice
100
103
114
122
126
131
137
147
144
144
160
173
179
182
193
194
Producción
26,7
27,7
30,4
34,6
37,1
38,6
42,4
44,8
45,9
45,8
50,7
52,3
51,3
51,7
51,0
50,3
/4 Considera consumos de RTP (MEGA, REFINOR, CERRI, TDF), Entes Oficiales y gasoductos patagónicos
Fuente: elaboración propia en base a dadtos de Enargas y de Secretaría de Energía
Gráfico VI - Evolución a las restricciones a las exportaciones a Chile
Restricciones a las exportaciones a Chile
25,0
MM m3/día
20,0
15,0
10,0
5,0
May-04
Nov-04
May-05
Nov-05
May-06
Nov-06
May-07
Fuente: elaboración propia en base a datos del Enargas y la Secretaría de Energía
110
Nov-07
May-08
Nov-08
Tabla II. Evolución del pago anual promedio
BAN - GBA
Dic-01
Pagos ($/año)
Cargos a Distco Fijos
Cargos a Distco Variables
Compra de GN al Productor
Nuevos Cargos
Subtotal sin impuestos
Impuestos
Total gastos del cliente tipo
Jul-05
Pagos ($/año)
Cargos a Distco Fijos
Cargos a Distco Variables
Compra de GN al Productor
Nuevos Cargos
Subtotal sin impuestos
Impuestos
Total gastos del cliente tipo
Nov-08
Pagos ($/año)
Cargos a Distco Fijos
Cargos a Distco Variables
Compra de GN al Productor
Nuevos Cargos
Subtotal sin impuestos
Impuestos
Total gastos del cliente tipo
Residenciales
<=500 m3/año
Residenciales
<=1200 m3/año
Residenciales
<=2160 m3/año
Comerciales
Industriales
Generadores
de Energía
Eléctrica
GNC
45
45
45
130
130
135
129
77
185
333
3.400
17.000
488.862
310.991
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
123
231
379
3.530
17.130
488.997
311.120
34
66
109
1.029
5.007
143.816
90.973
157
296
487
4.558
22.137
632.813
402.093
Residenciales
<=500 m3/año
Residenciales
<=1200 m3/año
Residenciales
<=2160 m3/año
Comerciales
Industriales
Generadores
de Energía
Eléctrica
GNC
45
45
45
130
130
135
129
76
183
329
3.350
24.374
729.257
415.108
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
46.807
28.084
122
228
374
3.479
24.503
776.200
443.321
34
65
107
1.015
6.955
217.170
124.383
156
293
482
4.495
31.458
993.370
567.704
Residenciales
<=500 m3/año
Residenciales
<=1200 m3/año
Residenciales
<=2160 m3/año
Comerciales
Industriales
Generadores
de Energía
Eléctrica
GNC
61
61
61
173
173
180
129
83
297
664
4.211
28.289
364.131
119.388
311.256
0
0
0
0
0
960.667
0
162
583
0
2.460
479.925
28.084
144
519
1.308
4.384
30.921
1.804.903
458.857
40
133
323
1.254
8.517
413.393
111.603
184
652
1.631
5.638
39.439
2.218.296
570.460
Mapa con la división en zonas de distribución y transporte según licenciatarias:
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1
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