DOCUMENTO TÉCNICO Nº1AGOSTO 2010

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ENERGIA EN ARGENTINAEvolución Reciente, Actualidad y

Perspectivas

Diego Mansilla - Guido Perrone

DOCUMENTO TÉCNICO Nº1 - AGOSTO 2010

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 cemop@madres.org

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 77

4- El sector de energía eléctrica 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 PERSPECTIVAS1

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 sectores2.

1 Los autores agradecen la colaboración de Natasha Sedziszow 2 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

46%

18%

45%

21%

37%

26%

5%

7%

4%

28%38%

26%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Consumo Energía Población Emision CO2

RESTO

AMERICALATINA

CHINA -INDIA

OCDE

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

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000

OCDE

ARGENTINA

MUNDO

RESTO

BRASIL

AMERICA LATINA

CHINA - INDIA

AFRICA

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

Secretaría3. 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

Fuente: Elaboración Propia en base a Secretaría de Energía de la Nación (2008)

ada dependencia de la estructura

energética argentina de los hidrocarburos (explican el 90% del consumo de energía

primaria), siendo particularm

Producción de Energía Primaria 2007

Energía Hidráulica4%

Carbón M ineral0%

Leña1%

Bagazo1%

Otros Primarios1%

Petró leo39%

Gas Natural51%

Nuclear3%

Energía Hidráulica

En el Gráfico 3 queda de manifiesto la elev

ente 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.

Nuclear Gas Natural Petró leo Carbón M ineral Leña Bagazo Otros Primarios

Total Hidrocarburos

90%

Total Renovable 7%

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. P

a

profund

ncia de los hidrocarburos en la matriz energética argentina

es alto

or 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

izarse 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 hidroeléctricas4, que si bien se retomaron en los últimos años todavía no

impactan en la generación.

El grado de depende

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 primaria5, 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 Explicaremos este proceso de ‘gasificación’ de la generación eléctrica en el apartado referido a la

Energía Eléctrica. 5 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

transfo

Gráfico 4 – Argentina: Consumo final de energía 2007

rmada 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.

Electricidad13%

Carbón y Leña8%

Combustibles  de petróleo 

26%

Gas Natural47%

Otros Gases6%

Combustibles  de petróleo  Gas Natural

Otros Gases ElectricidadCarbón y Leña

Fuente: Elaboración Propia en base a Secretaría de Energía de la Nación (2008)

o energético continúa

siendo

en gran medida si tomamos en cuenta los diferentes sectores que la utilizan.

Como se observa en el Gráfico 4, el principal consum

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

10

Gráfico 5 – Argentina: Distribución por sectores de consumo final de energía 2007

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Residencial Industria Transporte

Combustibles de petróleo  Gas Natural Otros Gases

Electricidad Carbón y Leña

Fuente: Elaboración Propia en base a Secretaría de Energía de la Nación (2008)

nto para los hogares como

para las industrias, los hidrocarburos constituyen el principal consumo energético. El

mayor

mo

directo

una

forma

El Gráfico 5 muestra que, a nivel de consumo final, ta

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 consu

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

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

observa de esta

manera

r de que varios indicadores muestran que

la estru

. 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

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 pesa

ctura 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

Fuente: Elaboración propia en base a Secretaría de Energía de la Nación (2008) en Miles de toneladas equivalentes de petróleo y %

de sus ventas externas de petróleo crudo.

Desde m

de com

de sus ventas externas de petróleo crudo.

Desde m

de com

‐4.000

‐2.000

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

1987 1991 1995 1999 2003 2007‐10%

‐5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Gas  Natural P etróleo C arbón Mineral Total E xportado sobre P roducción

Como se observa, a partir de la década del noventa, Argentina pasa a ser del noventa, Argentina pasa a ser

exportador neto de energía debido al gran pesoexportador neto de energía debido al gran peso

ediados 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

ediados 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

bustibles 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.

bustibles 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

-1.000

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

1987 1991 1995 1999 2003 2007-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Combustibles de petróleo Gas NaturalOtros Gases Electricidad

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 primaria-

dicho 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.

Carbón y Leña Total Exportado sobre Producción

14

Gráfico 8 – Argentina: Evolución del comercio exterior y consumo de energía

-10.000

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

1987 1991 1995 1999 2003 2007-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

Exporación Consumo 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 contraprestación7. 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 país8 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 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).

8 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 transporte9.

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 Washington10. 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 acumulación11.

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

internacionales12.

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 Abeles (1999), Thwaites Rey (2003) 12 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 YPF14. 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 año16. 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 reservas17. 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

Bolivia18. 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 Ver la evolución de los pozos de exploración en Gráfico III del Anexo 17 Mansilla (2007b) 18 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 caída19.

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 procesos20. 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 CENDA (2007) 20 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 años21. 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 petróleo22. 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 Mansilla (2007a) 23 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 Lata24.

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 documento26

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

parapetroleros27. 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 IAPG, (2009) 26 Lapeña et al. (2009) 27 CENDA (2007)

31

commodities, se espera que en la actualidad la proporción obtenida por los salarios sea

sustancialmente menor28.

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 crudo29.

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 retenciones30.

28 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.

29 En realidad las exportaciones de petróleo y gas desde Tierra del Fuego no estuvieron gravadas por las retenciones hasta mediados de 2006.

30 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 internos33.

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 Artículo N° 6 Ley 25.561/02. 32 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

33 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)

34 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 costos35.

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 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’.

36 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 200837. Esta

evolución se puede observar en el Gráfico 938.

Gráfico 9 – Exportación de petróleo crudo y naftas sobre total producido

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Naftas

Petróleo Crudo

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 Se incluyen Naftas Común, Súper, Virgen, Aeronaftas y Otras Naftas 38 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

Fuente: Elaboración Propia en base a Secretaría de Energía

a apenas un 5% de retenciones cuando su

preci ercado internacional experimentó un aumento equivalente al del petróleo

crudo. Las refinerías, que obtienen el pe

2.000.000

2.200.000

2.400.000

2.600.000

2.800.000

3.000.000

Ene-02

Jul-02

Ene-03

Jul-03

Ene-04

Jul-04

Ene-05

Jul-05

Ene-06

Jul-06

Ene-07

Jul-07

Ene-08

Jul-08

70

75

80

85

90

95

100

Petróleo ProcesadoUtilizacion Cap. Instalada

Además, la exportación de naftas pagab

o en el m

tróleo 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

rídica y regulatoria del mercado petrolero que rige

hoy en día, se descubre rápidamente que las bases de la estructura del mercado

hidro

cialización’ de las reservas, es

decir

con la reforma de la Constitución de 1994. En

contr

trol sobre las

conce

niveles vigentes para el petróleo crudo.

2.3.3 – Provincialización

Tras analizar la estructura ju

carburífero 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 ‘provin

, 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

a 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 con

siones 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 provinciales40.

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

reserv

Quien debería coordinar las

dema

generando conflictos entre ellas.

as 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.

ndas 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,

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

Cons

ba, San Luis o

recien

1989 transformaron en concesiones los

contr

titución. Por ejemplo, se sostiene que a diferencia del “dominio eminente” que

implica potestad, el “dominio originario” no exige la administración y control directo41.

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 Córdo

temente 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 yacimientos42.

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

atos 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 Ver este debate jurídico junto con jurisprudencia e historia de la relación Nación-provincias en

Hidalgo (2009) 42 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 qu

ar por lo menos 6 meses

antes

Neuquén,

dicho

por

parte de las empresas. El acuerdo fue firmado en agosto de ese año por la empresa,

e 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 present

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 año45, 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

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

43 Pan American Energy. Un compromiso inversor clave para el crecimiento de la Argentina 44 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

40

Sobic

o, el yacimiento de

Loma

control real del cumplimiento de sus obligaciones. En

cuant

h 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 añ

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 zona47. 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 napas48.

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

o 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) 47 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)

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

renov

ragón fue emblemática tanto por tratarse del mayor yacimiento

de pe

n Oil Company de la Standard Oil de

India

leum y Amoco) y el 40% restante pertenece

ables 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 17.31950. 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 yacimiento51, 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 D

tróleo 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 (America

na) 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

considerados52. 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 Petro

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 Bri

tanto plazo de concesión por delante, ya que no

solam

io

de 20

lo que

se permiten menores reservas que en la actualidad, sólo dependiendo del ritmo de

das de la familia Bulgheroni53. 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

ente 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 mantenimiento54.

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 jun

07, respectivamente, que permitirá a la empresa operar el yacimiento hasta el año

204755. 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

53 Actualmente, el 50% de Bridas fue vendido a la petrolera estatal china CNOOC (China National

Offshore Oil Corporation) en U$S 3.100 millones. 54 “Personal de la Delegación Zona Norte de Medio Ambiente se encontró con variadas problemáticas”

Diario Crónica, de Comodoro Rivadavia, 20/06/2007. 55 Santa Cruz además prorrogó por 10 años las concesiones de Piedra Clavada y Koluel Kaike. 56 Ver un análisis de los puntos del acuerdo en NPEL (2007).

43

extra

a la iniciación de las conversaciones”59,

en su

das a Pan American Energy en Cerro Dragón.

cción)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 descuentos58. 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

s 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 FMI61. 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 requeri

57 NPEL (2007). 58 Impuestos a los Ingresos Brutos y al Valor Agregado, retenciones, regalías y gastos de transporte y

almacenaje 59 Pan American Energy op. cit. 60 Pan American Energy, Estados Contables al 30/09/2009 en www.cnv.gov.ar 61 Solari Yrigoyen (2008).

44

En Octubre de 2008, la provincia de Neuquén procedió a prorrogar por 10 años

las concesiones de Repsol en esa provincia62 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

incum

cían 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,

nuest

tos Petrolíferos Fiscales (primera petrolera estatal del mundo y con

prese

zación de estos productos y sus derivados, (...) la prestación del servicio

públi

plimientos 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 care

ro 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 Yacimien

ncia 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

industriali

co de transporte y distribución de gas natural, (...) generar, transportar, distribuir y

comercializar energía eléctrica.”63. Según la propia empresa, su propósito fundacional

62 Cerro Bandera, Señal Cerro Bayo, Chihuido de la Sierra Negra, El Portón, Filo Morado, Octógono,

63 4.

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 25.943/0

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 s

ue la creación de ENARSA no era una

“incu

otalidad de las áreas marítimas nacionales que no se hayan

conce

gada de realizar todas las licitaciones del

área

uperará 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 q

rsión 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 t

sionado. 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, encar

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 ENARSA (2009). 65 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. 66 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,

extra

energéticas como el proyecto del Gasoducto del Noroeste Argentino, la

const

cción 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

extranjeras67.

Siguiendo este criterio, ENARSA se encargó de realizar múltiples licitaciones de

obras públicas

rucción 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

natural

argen

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

tino 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

proye

su posible salida a la bolsa (postergada por la crisis financiera

intern

tino’ en las decisiones de YPF. Sin embargo, existen varias

incon

comprometidos financieramente. Esto es así, ya que Eskenazi

deber

ctos 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 beneficios69.

Por su parte, la apertura del capital accionario de YPF por parte de Repsol a

capitales argentinos y

acional), 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 argen

gruencias 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

á 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

obten

2.3.5- Los planes Petróleo y Gas Plus

Como se mostró, las reservas argentinas de petróleo y gas llegaron a una situación

crític

o del precio internacional, que si bien no fue

retrib

empresas en pos de un

aume

cionar a las empresas petroleras por los incumplimientos de sus

oblig

idas 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.

a 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 aument

uido 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

nto 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 san

aciones, 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 199370. A cambio, las empresas deberían asociarse con ENARSA

sin que la ley estipulara en qué porcentaje, aunque se entendía que el mismo sería

minoritario71.

Es decir, el Estado financiaría parte de las inversiones de las grandes petroleras

(ya q

s’ que

nuest

por el cual los grandes

consu

ura, en el año 2008 se creó el Programa Gas Plus

(Reso

ue 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 ‘liberale

ra 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

midores 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 estruct

lución 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 Ortiz y Schorr (2007). 71 “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

otros72.

Posteriormente, se lanzaron los programas Petróleo Plus y Refino Plus73 con

simil

ograma Petróleo Plus traería inversiones por

8.570

nalizan los

costo

e las inversiones

que s

las irregularidades.

ares 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 pr

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 a

s 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 qu

e 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

72 Schneider (2008) 73 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.

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

extra

o, haciendo

hincapié en el denominado downstream que incluye la distribución y el transporte y

dejand

o

ocarburos en Argentina, a

comienzos de la década de los noventa, el sector estaba bajo el monopolio de la estatal

Gas de

s etapas.

del gas natural con el precio

interna

ntras que la extracción se

ordinarias 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 gasífer

o afuera la parte de extracción y reservas (upstream) que fuera explicitada

anteriormente.

3.1- Privatización de Gas del Estad

Como se describió al revisar la historia de los hidr

l 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 la

No obstante, se empezaron a preparar las bases para la privatización de Gas del

Estado con medidas como la alineación del precio

cional 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. Mie

53

desregu

tes bajo el intento de que las

•

despilfarro, ni su agotamiento, a fin de asegurar

•

producirse a partir de una inadecuada operación de los servicios o de

transporte y ocho de distribución. Cada una de estas empresas recibió una licencia por

35 añ

icios, proponiendo un sistema de mayor

compe

laba, 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 a76:

• 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 habitan

carencias no sean significativas.

Administrar con prudencia los bienes comunes, como son los recursos naturales,

de modo tal de no producir ni su

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

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

os, 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 serv

tencia 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 Ver Ley N°24.076. 77 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-transporte-

distribución 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

consultora extranjera)80

como p

ra de las empresas por parte del

sector

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

or 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 comp

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 MMbtu81 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 MMbtu se refiere a Millón de BTU (unidad británica de medición de gas natural) 82 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 gas85. 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 post-

Convertibilidad 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

neoliberales89.

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) 89 Por ejemplo ver la posición de FIEL en Cont y Navajas (2006) 90 De Dicco (2006)

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.

19,3 19,3 20,1 20,1 21,8 21,7 26,5 24,62,8 2,7 2,8 3,1 3,1 3

3,4 3,222,7 22,9 25,3 26,5 27,2 29,9

29,7 31,2

24,4 21,324 28,3 29,3 31,2

33,4 34,75,1 5,6

7,28,3

8,78,3

7,8 7,6

14,3 1619,5

2121,4 19,7

18,6 19,8

0

20

40

60

80

100

120

140

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

MMm3/día

Residencial Comercial Industriales Generadores Eléctricos GNC Otros

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 Gas-

Fideicomisos 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 Fiduciario94. 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

0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06

0,05 0,05 0,04 0,040,02 0,02

0,14

0,08 0,07

0,06 0,050,06 0,07

0,07

0,050,05

0,040,04

0,04

0,05

0,04

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

Residenciales (<=500 m3/año)

R3 (2) R3 (4) P1 P3 <180 FD GNC

$/m3

Productor Transporte

Distribución Impuestos

Residenciales (<=1200m3/año)

Residenciales (<=2160m3/año

Comerciales (24000m3/año)

Industriales (120000m3/añ

)

Generadores de Energía

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

0,055 0,056 0,056 0,055 0,0560,105

0,055 0,056

0,1610,052 0,052 0,052 0,052 0,052 0,052

0,0630,1370,180 0,180

0,084 0,109

0,130

0,068 0,087

0,1120,0690,068 0,080

0,0550,054

0,111

0,0500,050

0,149

0,135

0,270

0,052

0,063

0,000

0,100

0,200

0,300

0,400

0,500

0,600

0,700

0,800

Dic-01 Jul-05 Nov-08 Dic-01 Jul-05 Nov-08 Dic-01 Jul-05 Nov-08

Residenciales <= 500 m3/año Residenciales <= 1.200 m3/año Residenciales <=2.160 m3/año

$/m3

productor transporte distribución

impuestos nuevos cargos

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

0,055 0,056 0,060 0,0580,124 0,131

0,0580,124

0,263

0,037 0,037 0,044 0,037

0,044

0,018

0,018

0,022

0,055 0,0530,079

0,048

0,0440,062

0,058

0,058

0,078

0,043 0,042

0,052

0,042

0,0580,071

0,039

0,059

0,113

0,131

0,037

0,021

0,013

0,000

0,100

0,200

0,300

0,400

0,500

0,600

0,700

Dic-01 Jul-05 Nov-08 Dic-01 Jul-05 Nov-08 Dic-01 Jul-05 Nov-08

Comerciales (24.000 m3/año) Industriales (120.000 m3/año) Generadoras de E.E.

$/m3

productor transporte distribución

impuestos nuevos cargos

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 extra-

alta 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 –TRANSENER-

creada 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 cooperativas96. 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 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)

97 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)

98 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 distribuidores100.

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 MEM102, 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)

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Turbo Vapor Turbo Gas Ciclo Combinado Diesel Nuclear Hidráulica

Fuente: Elaboración propia en base a Secretaría de Energía

87

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)

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Turbo Vapor Turbo Gas Ciclo Combinado Diesel Nuclear Hidráulica

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 tensión103. 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 Ver mapa de la estructura de transporte eléctrico en Anexo. 104 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 años105. 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 fuel-

oil 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 2010109.

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 previos110. 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 post-

Convertibilidad, 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

Fuente: Elaboración propia en base a CAMMESA

57%

4%

39%

TÉRMICA NUCLEAR HIDRÁULICA

56%

4%

40%

TÉRMICA NUCLEAR HIDRÁULICA

101

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

17,6 18,8 18,8 17,6 23,2 25,5 17,6 25,1 27,5

29,3 33,4 33,4 29,3

56,1

111,1

29,3

70,2

136,5

24,0

15,2

6,3

12,1

6,37,27,26,3

29,5

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

Dic-01 Jul-08 Dic-08 Dic-01 Jul-08 Dic-08 Dic-01 Jul-08 Dic-08

651-800 kw /h bimestre 1001-1200 kw /h bimestre 1201-1400 kw /h bimestre

Cargo Fijo Cargo Variable Impuestos

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

Edesur112. 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

14 ,1 14 ,4 13 ,9 12 ,9

8 ,9 9 ,4 10 ,0 10 ,29 ,2 9 ,1 9 ,1 8 ,6 8 ,9

10 ,5 10 ,6 10 ,1 10 ,2 9 ,9 9 ,7 9 ,010 ,7 11,2 11,0

0

100

2 00

3 00

4 00

500

6 00

1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Res

erva

s Pr

obad

as (M

M m

3)

0

10

2 0

3 0

4 0

50

6 0

Prod

ucci

ón (M

M m

3); H

oriz

onte

Res

/Pro

d (A

ños)

Re se rva s

Horiz ont e : Re se rva s/ Ext ra c c ión (Años)

Ext ra cc ión

Gráfico II - Reservas y extracción de gas

3 4 ,93 6 ,2

3 4 ,0

3 0 ,7

2 5,22 4 ,1

2 1,619 ,4 19 ,3

2 0 ,3 19 ,818 ,4 17,8 17,6 17,4 16 ,6

14 ,5

12 ,110 ,3

8 ,5 8 ,6 8 ,7 7,9

0

10 0

2 0 0

3 0 0

4 0 0

50 0

6 0 0

70 0

8 0 0

9 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

Res

erva

s Pr

obad

as (M

M m

3)

0

10

2 0

3 0

4 0

50

6 0

Prod

ucci

ón (M

M m

3); H

oriz

onte

Res

/Pro

d (A

ños)

Rese rva s

Horiz ont e : Re se rvas/ Ext rac c ión (Años)

Ext ra cc ión

Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS y Secretaría de Energía.

108

Gráfico III - Pozos de exploración

ráfico IV - Exportación petróleo y gas natural

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Petróleo

G

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Petróleo Miles m3

Gas Millones m3

Gas Improductivos

26% productivos

74% improductivos 28% improductivos

72% productivos

109

Gráfico V - Evolución del consumo local de gas natural por tipo de usuario

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 24,62,4 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 3,218 20,9 21 21,5 22,9 23,6 22,5 23,2 22,7 22,9 25,3 26,5 27,2 29,929,7 31,216,3 15,7 19,6 23,8 23,6 23,4

29,3 29,824,4 21,3

2428,3 29,3 31,2

33,4 34,7

2,1 2,62,8

3 3,5 3,94,1 4,6

5,1 5,67,2

8,38,7

8,37,8

9,2 8,610,5

9,8 9,2 10,76,6

10,414,3 16

19,521

21,4 19,718,6

7,6

19,8

0

20

40

60

80

100

120

140

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

MM

m3/

d

Residencial Comercial Industriales Generadores Eléctricos GNC Otros

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 Comercial Industriales /3 Generadores Eléctricos GNC Otros /4 TOTAL Uso

Consumo yacimientos y retenido en gasoductos

Total Consumo* Índice Producción

1993 16,2 2,4 18 16,3 2,1 9,2 64,1 6,9 71 100 26,71994 16,3 2,4 20,9 15,7 2,6 8,6 66,4 7 73,4 103 27,71995 16,5 2,6 21 19,6 2,8 10,5 73 7,7 80,7 114 30,41996 16,6 2,5 21,5 23,8 3 9,8 77,3 9,4 86,7 122 34,61997 16,6 2,7 22,9 23,6 3,5 9,2 78,5 10,8 89,3 126 37,11998 16,9 2,6 23,6 23,4 3,9 10,7 81,1 11,9 93 131 38,61999 18,8 2,8 22,5 29,3 4,1 6,6 84,2 13 97,1 137 42,42000 20 2,9 23,2 29,8 4,6 10,4 90,8 13,9 104,6 147 44,82001 19,3 2,8 22,7 24,4 5,1 14,3 88,5 13,6 102,1 144 45,92002 19,3 2,7 22,9 21,3 5,6 16 87,8 14 101,9 144 45,82003 20,1 2,8 25,3 24 7,2 19,5 98,9 14,7 113,7 160 50,72004 20,1 3,1 26,5 28,3 8,3 21 107,2 15,3 122,5 173 52,32005 21,8 3,1 27,2 29,3 8,7 21,4 111,5 15,5 127 179 51,32006 21,7 3 29,9 31,2 8,3 19,7 113,9 15,5 129,4 182 51,72007 26,5 3,4 29,7 33,4 7,8 18,6 119,4 17,5 136,9 193 51,02008 24,6 3,2 31,2 34,7 7,6 19,8 121,1 16,4 137,5 194 50,3

/1 Incluye Off System by-pass comercial y by-pass físico 23,0% /2 Incluye SDB 5,5% 25,2% 36,2% /3 No incluye RTP CERRI incluido en Otros 35,7% 62,9% /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

-

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

May-04 Nov-04 May-05 Nov-05 May-06 Nov-06 May-07 Nov-07 May-08 Nov-08

MM

m3/

día

110Fuente: elaboración propia en base a datos del Enargas y la Secretaría de Energía

Tabla II. Evolución del pago anual promedio Dic-01

Pagos ($/año) Residenciales <=500 m3/año

Residenciales <=1200 m3/año

Residenciales <=2160 m3/año Comerciales Industriales

Generadores de Energía Eléctrica

GNC

Cargos a Distco Fijos 45 45 45 130 130 135 129Cargos a Distco Variables 77 185 333 3.400 17.000 488.862 310.991Compra de GN al Productor 0 0 0 0 0 0Nuevos Cargos 0 0 0 0 0 0

Subtotal sin impuestos 123 231 379 3.530 17.130 488.997 311.120Impuestos 34 66 109 1.029 5.007 143.816 90.973

Total

00

gastos del cliente tipo 157 296 487 4.558 22.137 632.813 402.093Jul-05

Pagos ($/año) Residenciales <=500 m3/año

Residenciales <=1200 m3/año

Residenciales <=2160 m3/año Comerciales Industriales

Generadores de Energía Eléctrica

GNC

Cargos a Distco Fijos 45 45 45 130 130 135 129Cargos a Distco Variables 76 183 329 3.350 24.374 729.257 415.108Compra de GN al Productor 0 0 0 0 0 0Nuevos Cargos 0 0 0 0 0 46.807 28.084

Subtotal sin im

0

puestos 122 228 374 3.479 24.503 776.200 443.321Impuestos 34 65 107 1.015 6.955 217.170 124.383

Total gastos del cliente tipo 156 293 482 4.495 31.458 993.370 567.704Nov-08

Pagos ($/año) Residenciales <=500 m3/año

Residenciales <=1200 m3/año

Residenciales <=2160 m3/año Comerciales Industriales

Generadores de Energía Eléctrica

GNC

Cargos a Distco Fijos 61 61 61 173 173 180 129Cargos a Distco Variables 83 297 664 4.211 28.289 364.131 119.388Compra de GN al Productor 0 0 0 0 0 960.667 311.256Nuevos Cargos 0 162 583 0 2.460 479.925 28.084

Subtotal sin impuestos 144 519 1.308 4.384 30.921 1.804.903 458.857Impuestos 40 133 323 1.254 8.517 413.393 111.603

Total gastos del cliente tipo 184 652 1.631 5.638 39.439 2.218.296 570.460

BAN - GBA

Mapa con la división en zonas de distribución y transporte según licenciatarias:

111

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