Energía en Argentina. Evolución Reciente, Actualidad y Perspectivas

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DOCUMENTO TÉCNICO Nº1 AGOSTO 2010

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DOCUMENTO TÉCNICO Nº1 - AGOSTO 2010

ENERGIA EN ARGENTINA

Evolución Reciente, Actualidad y Perspectivas Diego Mansilla - Guido Perrone

Directora Felisa Miceli Integrantes Agustín Crivelli Andrés Asiaín Lorena Putero Adrián González Ramón Torres Grupos de Investigación Rodrigo López Cecilia Gárgano Alejandro Rofman Javier Pérez Emilio Rodríguez Agustín Mario Guido Perrone Diego Mansilla Natasha Sedziszow Graciela Orfeo Graciela Barbieri Jorge Marchini

Las opiniones vertidas en el presente Documento Técnico corresponden con exclusividad a los autores. El CEMoP no necesariamente coincide con las mismas. Para consultas dirigirse a [email protected]

ÍNDICE

Introducción

3

1- Energía en Argentina: una mirada general

5

1.1- Argentina en el contexto mundial

5

1.2- Consumo y producción de energía en Argentina

7

2- Hidrocarburos: petróleo y gas natural

17

2.1- Hasta 1989, una historia de intervención estatal

17

2.2- 1989-2001, la larga década de desregulación y privatización

21

2.3- 2002 a la actualidad. ¿Estado intermedio o contradictorio?

27

2.3.1-

Cambios regulatorios

27

2.3.2-

Retenciones

32

2.3.3-

Provincialización

37

2.3.4-

ENARSA

45

2.3.5-

Los planes Petróleo y Gas Plus

50

3- Transporte y distribución de gas natural

53

3.1- Privatización de Gas del Estado

53

3.2- El gas natural desde la devaluación

59

3.2.1-

Las modificaciones regulatorias

60

3.2.2-

La ‘crisis’ de 2004-2005

62

3.2.3-

Los nuevos cargos tarifarios

66

3.2.4-

Tarifas post-devaluación

69

3.3- La Intervención en el gas, una visión de conjunto 4- El sector de energía eléctrica

77 79

4.1- Privatización sector eléctrico

79

4.2- Regulación de la actividad eléctrica

83

4.3- La nueva organización institucional emergente de la reforma

85

4.3.1-

Generación

86

4.3.2-

Transporte

91

4.3.3-

Distribución

93

1

4.4- El sector eléctrico en el período post-Convertibilidad

94

5- Conclusiones

104

6- Anexo

108

7- Bibliografía

112

2

ENERGÍA EN ARGENTINA. EVOLUCIÓN RECIENTE, EVOLUCIÓN Y PERSPECTIVAS 1

INTRODUCCIÓN En el presente trabajo se estudiarán la historia energética del país y la situación actual de la matriz energética. Teniendo en cuenta la producción y el consumo de energía a nivel nacional, se analizarán la evolución y las perspectivas de las principales formas energéticas: la producción y consumo de energías primarias (hidrocarburos, nuclear o energías renovables como la hidroelectricidad) y la distribución y transporte de energías secundarias (eléctrica o combustibles fósiles). Para ello, resulta importante tener en cuenta el marco económico, político y social en el que sienta sus bases la matriz energética actual. Por este motivo, gran parte de la investigación estará centrada en el funcionamiento del sector energético desde 2003 hasta la actualidad y se hará hincapié en la política estatal y en los cambios regulatorios que, como se demostrará, no lograron transformar realmente la estructura sectorial existente. En este sentido, se presentarán las políticas que simplemente resultaron una continuación de las anteriores, y se distinguirán aquellas medidas que marcan un cambio respecto a la situación existente en los períodos previos. De esta manera, se intentará entender cuáles son los objetivos implícitos de las políticas implementadas para cada sector energético, sectores necesarios para el crecimiento y el desarrollo a largo plazo del país. Cabe aclarar que el hecho de intentar abarcar la problemática energética en su conjunto implica renunciar a grados de profundidad en las especificidades de cada uno de los sectores 2 .

1 2

Los autores agradecen la colaboración de Natasha Sedziszow Este trabajo puede tomarse como un informe inicial que servirá de marco para futuros estudios mucho más específicos.

3

El presente trabajo está compuesto por cinco capítulos. En el primer capítulo se analizará, a través de datos históricos y actuales, la situación energética general del país: el consumo interno, la producción y la exportación, y su inserción internacional. En el siguiente capítulo se analizará la situación de los hidrocarburos como energía primaria, el upstream del sector petrolero y gasífero. Es decir, se seguirá la historia de las etapas de exploración y explotación del recurso hasta la actualidad, según las distintas políticas que se fueron aplicando sobre las distintas variables del mismo. No se realiza aquí una revisión exhaustiva de la historia del petróleo y el gas en nuestro país, sino que se marcan algunos puntos necesarios para comprender la etapa actual. En el tercer capitulo se analizarán las características de sector gasífero. Especialmente se hará hincapié en el dowstream (etapas de transporte y distribución), siguiendo la misma lógica desarrollada en el análisis del upstream. Asimismo se analizará el impacto de las políticas públicas sobre los distintos usuarios del gas natural, sobre todo, los residenciales. En el capitulo cuatro, se estudiarán las tres etapas que componen el sector de energía eléctrica, teniendo en cuenta su evolución a lo largo del tiempo, su situación actual y las distintas políticas implementadas en el sector. Por último, en el último capítulo se expondrán las principales conclusiones de la investigación, repasando los puntos centrales de cada capítulo. Para caracterizar a cada uno de los sectores se utilizaron las estadísticas oficiales. Esto generó una serie de problemas de información. Muchos informes no se encontraban correctamente actualizados o había datos publicados sin un chequeo mínimo de congruencia. En líneas generales, las informaciones provenientes de las empresas son presentadas como estadísticas oficiales a pesar de las serias dudas que se generan sobre su veracidad y coherencia. Esto es más importante en el upstream (reservas y extracción de hidrocarburos) que en el downstream (transporte, refinación y distribución de petróleo y gas natural) y la electricidad. Aún con estas limitaciones de información, el presente estudio aporta elementos claves para la comprensión del sistema energético argentino y su evolución en los últimos años.

4

1- ENERGÍA EN ARGENTINA: UNA MIRADA GENERAL En este capitulo se ubicará a América Latina en el contexto energético mundial y, desde América Latina, a la Argentina. Se comparará la estructura de consumo y producción energética de la Argentina con el resto de los países del mundo y los diferentes pesos relativos que ocupan las energías renovables. Mientras que durante muchos años nuestro país fue un importador neto de energía, desde la década de los noventa, Argentina ha logrado su autoabastecimiento, generando en algunos años grandes saldos exportables. Estos cambios se analizarán tanto en relación a la energía primaria (las fuentes naturales) como a la secundaria (las formas en que la energía es efectivamente consumida por los hogares e industrias). 1.1- Argentina en el contexto mundial En el orden energético mundial, dominado por los grandes países industrializados, el papel de América Latina es marginal. Al estudiar el consumo de energía (Gráfico 1) se observa que casi la mitad del consumo mundial de energía en el año 2007 corresponde a los países desarrollados que integran la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico ) a pesar de contar con apenas el 18% de la población mundial. Mientras tanto, lo que se denomina “Resto” (comprendido en gran medida por la población del continente africano y que representa el 38% de la población a nivel mundial) consume sólo el 28% de la energía total. Paradójicamente, el continente africano posee la misma cantidad de población que los países de la OCDE (14%), pero consume tan sólo el 5% de la energía total mundial. Por su parte, China e India aumentaron fuertemente su consumo energético en los últimos años a partir del elevado ritmo de crecimiento industrial, llegando a representar en el año 2008 el 21% del consumo mundial. No obstante, su nivel de consumo energético por habitante es aún relativamente bajo, ya que entre ambos países concentran el 37% de la población mundial. En ese contexto, América Latina mantiene un consumo sumamente bajo (5%), pero proporcional a la cantidad de población (7%). Si bien se encuentra lejos de los estándares que muestran los países desarrollados, América Latina consume anualmente el mismo nivel de energía que todo el continente africano, a pesar de contar con la mitad de la población. 5

Gráfico 1 – Total Mundial: Consumo de energía, población y emisiones 2007 100% 90% 28%

60%

RESTO

4%

AMERICA LATINA

26%

CHINA INDIA

38%

80% 70%

26%

5% 21%

7%

50%

OCDE

40%

37%

30% 20%

46%

10%

45% 18%

0% Consumo Energía

Población

Emision CO2

Fuente: Elaboración Propia en base a IEA 2009

La situación energética mundial se relaciona cada vez más con el fenómeno del calentamiento global. Los países desarrollados son los principales emisores de dióxido de carbono, producto de su enorme consumo de energía. Casi la mitad de los gases de efecto invernadero son generados por el conjunto de países que integran la OCDE. China e India, por su parte, emiten algo más de un cuarto del total, por lo que el 45% restante de la población mundial emite apenas el 30% de los gases. Si bien la relación entre combustible consumido y emisiones es algo mayor en los países de la OCDE que en China e India (producto del menor peso de las energías renovables en estos últimos), resulta evidente que los impactos climáticos provocados por los gases de efecto invernadero son responsabilidad casi exclusiva de los países industrializados. Esto se debe a que, además de generar casi la mitad de todo el CO2 que se arroja anualmente a la atmósfera, los países desarrollados han vertido grandes cantidades de dióxido desde comienzos de la revolución industrial. En ese contexto, la emisión de dióxido de carbono por parte de América Latina resulta marginal, y corresponde al 4% del total, lo que constituye una proporción aún menor que su participación en el consumo energético. Argentina, por su parte emite apenas un 0,56% (menor aún que su participación en el consumo mundial de energía), por lo que, en lo que respecta a la emisión de gases de efecto invernadero, su papel es irrelevante. Al interior de América Latina, Argentina no se encuentra dentro del conjunto de países que dominan el orden energético regional. Con tres grandes exportadores de

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petróleo (México, Venezuela y Ecuador, estos dos últimos miembros de la OPEP) y dos países que concentran la mayor parte de la población y el consumo energético (México y Brasil), nuestro país no ocupa un lugar importante. Su relativa baja densidad poblacional es parcialmente compensada con un consumo energético que es de los menos eficientes del continente. Una forma de observar el grado de eficiencia energética es a través del nivel de Intensidad Energética (cantidad de energía consumida en un año en relación con el Producto Interno Bruto, normalizado por la Paridad de Poder de Compra). En el Gráfico 2 se puede observar que la Intensidad Energética argentina, si bien se encuentra alejada de la que presentan los países desarrollados, es equivalente al promedio mundial y un 55% superior que la de América Latina. Esto significa que para un producto equivalente, la estructura energética argentina consume mucha más energía que el resto de los países de Latinoamérica. Gráfico 2 – Comparación Internacional: Intensidad Energética 2007 AFRICA CHINA - INDIA AMERICA LATINA BRASIL RESTO MUNDO ARGENTINA OCDE 0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

Mboe/PIB

Fuente: Elaboración Propia en base a EIA 2009

1.2- Consumo y producción de energía en Argentina En este apartado se realizará un análisis de la situación energética general de la economía argentina considerando el consumo interno, la producción y la exportación. Para esto se utilizarán los Balances Energéticos Nacionales (BEN) publicados por la Secretaría de Energía de la Nación. En estos balances se contabilizan todas las formas de energía disponible, ya sea comercializadas o por autogeneración. Un primer aspecto a analizar en relación a la situación energética actual, es la utilización de energía primaria. Es decir, las fuentes naturales de donde proviene la energía que se consume en el país, independientemente de la forma final con que se la

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utilice, considerando la producción, la importación y restando las exportaciones. Las fuentes de energías primarias más importantes están constituidas por los combustibles fósiles (hidrocarburos y carbón mineral), los elementos nucleares (uranio y plutonio) y las fuentes renovables (hidroelectricidad, energías eólica, solar, mareomotriz y los vegetales como la leña y el bagazo, o por el uso de aceites como combustible). Esta clasificación no coincide exactamente con la utilizada por la Secretaría de Energía ya que en sus informes no considera a la energía hidroeléctrica como renovable, a pesar de cumplir la propia definición de ‘energía renovable’ utilizada por la Secretaría 3 . En ningún momento se explica por qué se deja fuera esta importante fuente de energía renovable, incluyendo únicamente las “mini-centrales” de escaso potencial. Gráfico 3 – Argentina: Consumo de energía primaria 2007 Producción de Energía Primaria 2007

Carbó n M ineral 0% Leña 1%

P etró leo 39%

To tal Reno vable 7%

B agazo 1% Otro s P rimario s 1% Energía Hidráulica 4%

To tal Hidro carburo s 90%

Nuclear 3% Gas Natural 51%

Energía Hidráulica

Nuclear

Gas Natural

P etró leo

Carbó n M ineral

Leña

B agazo

Otro s P rimario s

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

En el Gráfico 3 queda de manifiesto la elevada dependencia de la estructura energética argentina de los hidrocarburos (explican el 90% del consumo de energía primaria), siendo particularmente importante el peso del gas natural. Mientras tanto,

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“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.

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apenas el 7% de la energía primaria consumida corresponde a fuentes renovables, correspondiendo a la energía hidroeléctrica más de la mitad. La preponderancia del gas natural en la matriz energética nacional tiene dos caras. Por un lado se focaliza el consumo de un recurso natural no renovable cuyo precio, si bien no existe un mercado internacional de referencia, no es indemne a las grandes variaciones del precio del petróleo. Además, su uso específico para calefacción hace de su demanda una variable fuertemente estacional, lo que genera inconvenientes en los momentos de pico y grandes capacidades ociosas en los momentos de valle, ya que es técnica y económicamente de muy difícil acopio. Por otro lado, constituye una fuente relativamente limpia (en relación con el carbón y el petróleo) y mucho más abundante en nuestro país que el petróleo, por lo que su adopción resulta racional tanto desde lo económico como desde lo estratégico. La adopción del gas natural fue producto de una política energética activa que incentivó el consumo de hidrocarburos gaseosos. Lejos de moderarse, la dependencia de los hidrocarburos ha tendido a profundizarse en las últimas décadas. En el año 1985, el peso de los hidrocarburos en el total del consumo energético era del 85%. Este incremento en la importancia relativa fue resultado de que el mayor nivel de la demanda energética (especialmente en el consumo de energía eléctrica) fue cubierto fundamentalmente por la instalación de generadores térmicos a base de gas natural, al tiempo que se frenaron las obras de energías alternativas, como la cancelación del plan nuclear y la paralización de las grandes hidroeléctricas 4 , que si bien se retomaron en los últimos años todavía no impactan en la generación. El grado de dependencia de los hidrocarburos en la matriz energética argentina es alto si se consideran los parámetros internacionales. En el 2008, el 58,9% de la energía consumida en el mundo tuvo a los hidrocarburos como fuente primaria 5 , es decir, casi 30 puntos porcentuales menos que en Argentina. Además, se invirtió la importancia del petróleo y el gas natural. Mientras que en nuestro país, el gas representa más de la mitad de la energía utilizada; a nivel mundial, su uso apenas llega al 24%. Si bien, tanto la energía hidroeléctrica como la nuclear duplican la participación argentina, la diferencia fundamental radica en el uso intensivo que el resto del mundo hace del 4

5

Explicaremos este proceso de ‘gasificación’ de la generación eléctrica en el apartado referido a la Energía Eléctrica. BP Statistical Review of World Energy 2009. Cabe aclarar que en este trabajo, las fuentes primarias (como los agrocombustibles o la leña y el bagazo) y las ‘renovables’ (como la solar o la eólica) son irrelevantes.

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carbón mineral, que explica casi el 29% del consumo total de energía mientras que en Argentina no alcanza a cubrir el 1%. En la actualidad, sólo una central térmica ubicada en San Nicolás utiliza carbón mineral como combustible en Argentina. Una segunda central a carbón en las inmediaciones de la principal mina carbonífera del país, Pico Truncado, se encuentra en proceso de construcción, por lo que es de esperar que en los próximos años la utilización carbón en la generación eléctrica se incremente. Entendemos que los datos presentados acerca del aporte más que marginal de nuestro país en la emisión de gases de efecto invernadero, invalidan las críticas a la construcción de este tipo de centrales por su contribución al calentamiento global. Este análisis se centra en la Oferta Primaria de energía, la que debe ser transformada para su consumo útil. Para ver de qué manera esta energía llega a los hogares, al transporte y la industria, debe analizarse la demanda final. Gráfico 4 – Argentina: Consumo final de energía 2007 Carbón y Leña 8% Electricidad 13%

Combustibles  de petróleo  26%

Otros Gases 6%

Gas Natural 47%

Combustibles de petróleo  Otros Gases Carbón y Leña

Gas Natural Electricidad

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

Como se observa en el Gráfico 4, el principal consumo energético continúa siendo el Gas Natural, seguido por los Combustibles derivados del petróleo. Apenas el 13% de los requerimientos energéticos finales son cubiertos por electricidad. Cabe aclarar que parte importante de la electricidad se produce mediante la quema de gas natural o combustibles. El consumo final de energía a nivel general, sin embargo, varía en gran medida si tomamos en cuenta los diferentes sectores que la utilizan.

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Gráfico 5 – Argentina: Distribución por sectores de consumo final de energía 2007 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Residencial

Industria

Combustibles de petróleo 

Gas Natural

Electricidad

Carbón y Leña

Transporte Otros Gases

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

El Gráfico 5 muestra que, a nivel de consumo final, tanto para los hogares como para las industrias, los hidrocarburos constituyen el principal consumo energético. El mayor consumo directo de hidrocarburos genera un menor consumo de energía eléctrica (que ronda entre el 20% y el 25% en ambos) que el que existe a nivel internacional. Este elemento es un factor relevante ya que indica que la energía eléctrica tiene una amplia posibilidad de expansión en nuestro país, capaz de reemplazar el consumo directo de otros combustibles. La electricidad permite una mayor diversificación del consumo de energía primaria, y combinar recursos no renovables, como el gas y el petróleo, con renovables, como la hidroelectricidad o la generación solar o eólica. Sin embargo, deben tenerse en cuenta las particularidades del sistema eléctrico. Por un lado, la electricidad no es una fuente energética, sino un intermediario entre una forma de energía primaria y el consumo final. Por otro lado, por cuestiones técnicas resulta prácticamente imposible su almacenamiento en grandes cantidades. Por esta razón, toda la energía que se consume debe ser generada, transportada y distribuida en el instante mismo en que se demanda. Así, cada vez que se prende una lamparita, una central térmica o una hidroeléctrica debe estar generando los watts necesarios. Esto es

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fundamental ya que implica que el consumo de energía eléctrica cuenta con grandes variaciones tanto anuales como diarias, con picos muy marcados. Por tanto, es relevante la potencia máxima que puede afrontar el sistema ya que deberá alcanzar para cubrir el pico de mayor consumo. Un concepto importante para estudiar las fuentes energéticas es el ‘factor de carga’. Esto es el porcentaje de tiempo que una fuente está capacitada para proveer energía. Las generadoras con mayor factor de carga son las nucleares (que sólo se detienen para alguna parada técnica de mantenimiento), mientras que las solares apenas pueden generar electricidad en las horas de sol. Como es necesaria la simultaneidad entre generación y demanda de energía eléctrica, esto no es un detalle menor ya que además del porcentaje de tiempo en que una fuente genera energía, es muy importante saber en qué momento lo hace. Retomando el caso de las centrales solares, no sólo tienen un factor de carga bajo sino que no son capaces de generar electricidad en los momentos de mayor demanda, durante las primeras horas de la noche. A su vez, en la comparación internacional es remarcable la elevada utilización de gas natural, ya sea para consumo residencial como industrial. Se observa de esta manera el reemplazo de electricidad por gas natural (más eficiente y barato en nuestro país) en la calefacción, cocina y como combustible en hogares e industrias. Además, la fuerte presencia de ‘otros gases’ hace referencia a la utilización de gas licuado (la conocida ‘garrafa’) en hogares sin acceso a la red de transporte y distribución de gas natural. Es decir, todavía existe una importante posibilidad de expansión del consumo de gas natural, del orden del 15% del consumo total. En el caso de la industria, el elevado porcentaje de utilización del gas natural (51%) subestima las necesidades del sector por los recurrentes recortes en el suministro, tema que se abordará posteriormente Por ejemplo, en el año 2006 el uso de gas natural en la industria llegó al 58%, por lo que también aquí existe una demanda insatisfecha. Un punto importante para estudiar las necesidades energéticas presentes y futuras es analizar el comercio exterior. A pesar de que varios indicadores muestran que la estructura energética presenta limitaciones y de que suele sostenerse que Argentina deberá recurrir a la importación de energía en el corto plazo, actualmente nuestro país es un exportador neto de energía tanto primaria como secundaria (Gráficos 6 y 7).

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Gráfico 6 – Argentina: Evolución del comercio exterior de energía primaria 16.000

40%

14.000

35%

12.000

30%

10.000

25%

8.000

20%

6.000

15%

4.000

10%

2.000

5%

0

0%

‐2.000 ‐4.000

‐5%

1987 G as  Natural

1991 P etróleo

1995

1999

C arbón Mineral

2003

2007

‐10%

T otal E xportado s obre P roducción

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

Como se observa, a partir de la década del noventa, Argentina pasa a ser exportador neto de energía debido al gran peso de sus ventas externas de petróleo crudo. Desde mediados de esa década, se suman las exportaciones netas de gas natural, que históricamente habían sido deficitarias. De esta forma, en el año 2003 se envía al exterior casi el 20% del total de la energía producida en el país. Para el año 2007, se han reducido fuertemente los saldos exportables de petróleo y el gas vuelve a ser deficitario debido a la limitación de las exportaciones a Chile y la renovación de las importaciones desde Bolivia. No obstante, el balance general continúa siendo superavitario. En cuanto a la energía secundaria, se observa una evolución similar (ver Gráfico 7). A partir de 1991, la balanza energética se torna positiva gracias a las exportaciones de combustibles líquidos derivados de petróleo (principalmente naftas). El incremento en las exportaciones fue de tal magnitud que no sólo alcanzó a compensar las históricas importaciones de gas oil que nuestro país realiza en invierno y época de siembra y cosecha, sino que superó ampliamente ese nivel. El único rubro que continúa siendo deficitario es la energía eléctrica, debido a la compra de energía de Yaciretá a Paraguay y, en los últimos años, a los envíos desde Brasil para sostener la demanda en los meses de mayor consumo.

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Gráfico 7 – Argentina: Evolución del comercio exterior de energía secundaria 7.000

40% 35%

6.000

30% 5.000 25% 4.000

20%

3.000

15% 10%

2.000

5% 1.000 0% -1.000

-5%

1987

1991

1995

1999

Combustibles de petróleo Otros Gases Carbón y Leña

2003

2007

Gas Natural Electricidad Total Exportado sobre Producción

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

Por otro lado, se observa que en el año 2007 la balanza comercial de gas natural resulta positiva, a pesar de que en el Gráfico 6 –que corresponde a energía primariadicho fluido mostraba un resultado negativo. La diferencia radica que se considera al gas natural como energía primaria hasta su tratamiento y extracción de líquidos y otros gases, momento en que pasa a ser considerado ‘gas seco’ distribuido por redes. En el 2007, parte de las exportaciones de Gas Natural fueron de ‘gas seco’ por lo que fueron contabilizadas como exportaciones de energía secundaria mientras que las importaciones desde Bolivia fueron de gas natural, sin tratamiento previo. Como los datos de las Balanzas Energéticas Nacionales normalizan los consumos a ktep (miles de Toneladas Equivalentes de Petróleo), es posible agregar los datos de la balanza energética y relacionarlos con el consumo total para cada uno de los años. Los resultados pueden observase en el Gráfico 8.

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-10%

Gráfico 8 – Argentina: Evolución del comercio exterior y consumo de energía 70%

60.000

60%

50.000

50% 40.000

40%

30.000

30%

20.000

20% 10%

10.000

0% -

-10%

-10.000

-20% 1987 Exporación

1991

1995 Consumo

1999

2003

2007

Total Exportado sobre Consumo

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

Como se mencionó, desde la década del 90, la balanza energética se tornó superavitaria gracias a la rápida expansión de las exportaciones, especialmente de hidrocarburos. El consumo de energía se mantuvo prácticamente constante, mostrando un crecimiento de apenas un 25% desde 1987 a 2003, lo que corresponde a una tasa anual del 1,4%. Por tanto, la relación entre exportaciones netas y consumo pasó de 10% en 1987 a 60% en 2003. Es decir, en dicho año Argentina exportaba más de la mitad de la energía que consumía. En cambio, a partir del 2003 el nivel de actividad interno mostró un fuerte dinamismo, la producción industrial se recompuso y esto fue acompañado por un mayor consumo de energía. Entre 2003 y 2007 el consumo de energía aumentó un 30%, a una tasa anual de 6,7%, es decir, casi cinco veces superior a la tasa de los anteriores quince años. Como consecuencia del mayor consumo, se incrementaron las importaciones y se redujeron los saldos exportables, lo que disminuyó significativamente el superávit energético nacional para 2007, aunque el balance continuó siendo positivo. Debido al aumento del consumo y el menor superávit, la relación exportación neta-consumo energético se redujo al 16%. A partir de la información presentada hasta el momento, es posible realizar una caracterización general de la situación energética argentina. Como ya fue mencionado, la matriz energética nacional mantiene una fuerte dependencia estructural de los hidrocarburos, especialmente del gas natural. Casi el 90% de la energía que se consume 15

internamente tiene como fuente el petróleo o el gas natural. Comparando estos valores con los niveles internacionales, la principal diferencia radica en el mayor uso de gas natural en lugar de carbón natural como energía primaria, y de electricidad en el consumo final de familias e industrias. Aún más, los valores de consumo interno que muestran las estadísticas esconden el verdadero peso del gas natural en la estructura energética, ya que, tanto en el consumo residencial como en el industrial, existe una importante demanda insatisfecha. Si bien el mayor consumo de gas natural es congruente con el elevado nivel de reservas y sus menores costos (tanto económicos como ecológicos), en los últimos tiempos la situación ha cambiado. Actualmente, es difícil sostener el elevado ritmo de crecimiento del consumo recurriendo solamente a la producción interna, lo que lleva a reanudar las importaciones de gas, a realizar cortes en el suministro al sector industrial y a sustituirlo por combustibles derivados del petróleo. El recurso de la importación de gas natural, sin embargo, se encuentra limitado, debido a que por sus características técnicas, es muy difícil de comerciar internacionalmente. A diferencia del petróleo crudo, sus derivados o el carbón mineral que se comercializan principalmente por vía marítima, el gas natural es transportado principalmente por gasoductos puesto que su transporte marítimo en barcos ‘metaneros’ es muy costoso pues se necesitan plantas industriales que licuen el gas en los puertos de salida y de llegada. Por este motivo, son necesarios contratos de largo plazo entre compradores y vendedores pues los gasoductos constituyen un ‘costo hundido’ muy importante. En este sentido, es un error considerar al gas natural como una mercancía estandarizada, debido a que no existe un precio internacional como en el caso del petróleo o el carbón. El precio de importación en cada país se encuentra fuertemente condicionado por la localización y los costos de transporte ya que las ventas a través de largas distancias son muy escasas. Esto refuerza aún más el argumento de que las exportaciones de gas natural iniciadas durante la década de los noventa fueron un claro error estratégico. Ante estas circunstancias, comprendemos que para efectuar un tratamiento acertado del estado del sector energético en la Argentina, debemos estudiar en primer lugar las principales fuentes de energía. Por este motivo, se analizarán en detalle la situación actual, historia reciente y las perspectivas de los hidrocarburos y la energía eléctrica, remarcando tanto las similitudes como las características y dinámicas propias de los diferentes sectores.

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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)

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acompañarla. A partir de este momento, Y.P.F. mantuvo los precios de los combustibles en niveles relativamente bajos. Los objetivos eran que los menores costos de los combustibles constituyeran un incentivo para la incipiente industrialización y que los consumidores no tuvieran que abonar los precios internacionales, a pesar de que se siguiera importando parte del petróleo consumido. En la medida en que fue avanzando el proceso de Industrialización por Sustitución de Importaciones (ISI), los precios de los combustibles pudieron seguir siendo sostenidos en niveles bajos, evidenciando una clara política de fomento al desarrollo industrial. Esto contribuyó al constante aumento de la importancia del petróleo en la matriz energética, especialmente a partir del mayor consumo industrial y al reemplazo del carbón por petróleo. Durante la Segunda Guerra Mundial (1939-1945), y a pesar de los problemas económicos y de la imposibilidad de conseguir equipos del exterior, la extracción de petróleo se expandió un 22%. Sin embargo, este crecimiento fue mucho menor al de la demanda, y para 1944 -el año en que la crisis fue más marcada- el petróleo nacional apenas representó el 31% del consumo interno total. Fue durante el primer gobierno peronista cuando se retomó el camino del fortalecimiento de la industria hidrocarburífera nacional y se consolidó a Y.P.F. ante la acuciante crisis energética que enfrentaba la economía argentina. Dos hechos fundamentales marcaron a la industria petrolera durante los gobiernos peronistas. Uno pudo haber modificado la historia de los recursos naturales pero no sobrevivió al golpe del ’55, y el otro cambió la matriz energética argentina. Mientras que el artículo 40 de la Constitución del ’49, que establecía que los yacimientos de hidrocarburos son “bienes imprescindibles e inalienables de la Nación”, no llegó a modificar la estructura del sector ni el peso de las empresas privadas en la extracción, la creación de Gas del Estado en 1946 fue un hecho trascendental para las futuras generaciones. La nueva empresa tuvo el monopolio del transporte y de la distribución del gas, quedando la extracción en manos de Y.P.F. Gas del Estado inauguró en 1949 el primer gasoducto nacional que unía Comodoro Rivadavia con Buenos Aires, y que fuera el más largo del mundo en su tipo, sin necesidad de recurrir al financiamiento externo. El precio del gas era deliberadamente bajo debido a una política industrializadora que intentaba gasificar a todo el país, permitiendo a su vez que Gas del Estado sostuviera tarifas reducidas para los consumidores y lograra una rápida extensión del 18

uso del gas natural en la Argentina. De esta forma, se sustituyeron por gas natural diversos derivados del petróleo, como el kerosén y GLP en el consumo doméstico, y el fuel oil y el diesel oil en la industria y la generación eléctrica, los cuales eran más caros, más contaminantes y dependían del petróleo importado. Las primeras reformas ‘privatizadoras’ que comenzaron a transformar el sector hidrocarburífero nacional nacieron con la dictadura de Onganía, que otorgó grandes yacimientos de Y.P.F. a empresas privadas, sin exigir ninguna contraprestación 7 . Así es como por ejemplo, el yacimiento de Anticlinal Grande-Cerro Dragón que actualmente cuenta con el 30% de las reservas de petróleo de nuestro país 8 pasa a manos de la norteamericana Amoco. No obstante, fue a partir de la dictadura instaurada en 1976 que se implementaron cambios claramente dirigidos a atacar a las empresas públicas del sector y a favorecer a las empresas privadas, en concordancia con políticas de corte neoliberal y con el modelo desindustrializador impuesto desde entonces. Nuevas áreas fueron entregadas a manos privadas sin exigir contraprestación alguna, a la vez que la empresa estatal debía adquirir el petróleo extraído (que había sido descubierto por Y.P.F.) a valores mayores a sus propios costos, y en algunos casos superiores al precio internacional. Además, tanto Y.P.F. como Gas del Estado, fueron vilmente endeudadas por el ministro de economía Martínez de Hoz para financiar con divisas la implementación de la ‘tablita cambiaria’ y la fuga de capitales al exterior. A pesar de no necesitar financiamiento, Y.P.F. multiplicó por doce su deuda externa entre 1975 y 1983, llegando a concentrar al fin de la dictadura militar, el 18% de la deuda externa pública del país sin que hubiera llegado un solo dólar a las arcas de la empresa. De esta manera, ambas empresas empezaron a decaer, víctimas del abandono estatal y de una política activa orientada a beneficiar a los grandes grupos económicos. A pesar de tener que enfrentar serios condicionamientos financieros las empresas estatales continuaron con las inversiones tanto en exploración como en la expansión del sistema de transporte de gas. El descubrimiento del yacimiento gasífero de Loma de la 7

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Los contratos de Frondizi resultan controversiales, ya que existen posiciones que los ven como las primeras entregas del petróleo nacional a manos extranjeras mientras otros reconocen las dificultades y las consideran medidas pragmáticas que lograron disminuir la dependencia de petróleo importado. Esos contratos fueron anulados por Illia cumpliendo su promesa electoral. Ver las distintas posturas en Bernal (2005), Sábato (1974) o Calleja (2003). Pan American Energy, continuadora de Amoco y subsidiaria de la BP (British Petroleum), cuenta con la concesión de dicho yacimiento hasta el 2047, por lo que a pesar de haber sido descubierto por Y.P.F., Cerro Dragón cumplirá 80 años en manos extrajeras. Más adelante se darán detalles de la prórroga que lo permitió.

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Lata en 1975, resultó un hito en la historia energética nacional. Este mega-yacimiento neuquino logró que las reservas de gas natural duplicaran a las de petróleo, cuando la situación previa era la inversa. Esto motivó una serie de políticas activas de parte del Estado para reemplazar el petróleo por gas natural. En este sentido, se pueden mencionar la transformación a gas natural de las centrales térmicas para la generación de energía eléctrica (en lugar de depender de combustibles líquidos) y el proyecto "Gas Natural Comprimido" para sustituir naftas y gasoil por GNC, política que continúa en la actualidad, e hizo que Argentina fuera uno de los países con mayor parque automotor propulsado por gas natural del mundo. Durante la década de los ochenta, estas empresas estatales sufrieron fuertemente la crisis de la deuda que sacudió a las economías periféricas ya que tanto Y.P.F. como Gas del Estado enfrentaron severos problemas financieros producto del elevado endeudamiento heredado de la política económica de la dictadura. No obstante, a lo largo de esa década se continuó con la política de inversión en la expansión del sistema, la generalización del suministro y el mantenimiento de precios relativamente bajos. A pesar del deterioro financiero, Gas del Estado mostraba un buen desempeño técnico-económico, manteniendo desde 1960 hasta 1990 tanto el ritmo de crecimiento del gas entregado (11% anual) como el número de usuarios (5,8% contra el 1,6% de crecimiento de la población) e incrementando la capacidad de transporte 9 . Por otro lado, la renta hidrocarburífera era captada por el Estado y redistribuida por diversos canales. En este sentido, se crearon varios impuestos sobre los derivados del petróleo que contribuyeron al desarrollo nacional, a costa de perjudicar a las empresas estatales ya que aumentaban sus tarifas sin que se modificaran sus ingresos. Además de las regalías a las provincias, los derivados del petróleo generaban impuestos que financiaban los ferrocarriles, vialidad nacional (rutas y autopistas), el Fondo Nacional de Energía y el Fondo Nacional de Grandes Obras Eléctricas (por el que se construyeron represas hidroeléctricas, centrales atómicas y obras de infraestructura eléctrica), el Tesoro Nacional y el Sistema de Seguridad Social. En 1983, el Impuesto a los Combustibles Líquidos llegó a representar el 21% de los ingresos tributarios totales del país. Hemos caracterizado a esta etapa como de fuerte intervención estatal. Desde 1907 la participación del Estado como regulador fue fundamental, a pesar de las fuertes

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Kozulj (2000)

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diferencias políticas de los gobiernos que se sucedieron. La presencia estatal en la energía fue sostenida como una política de estado tanto por liberales, radicales y peronistas. Como ejemplo, cabe mencionar que fueron gobiernos liberales tanto los que modificaron la legislación para garantizar el dominio estatal (Figueroa Alcorta) como los que crearon Y.P.F. como empresa petrolera pública (Alvear). En este período, el Estado impuso fuertemente sus objetivos macroeconómicos en los hidrocarburos y favoreció el modelo de acumulación imperante: se encargó de las inversiones necesarias para garantizar el mantenimiento del recurso, manejó los precios y las disponibilidades de crudo para cada refinadora, y decidió las cantidades extraídas tanto mediante su papel de regulador del mercado, como de actor productivo por medio de Y.P.F. El autoabastecimiento petrolero fue considerado un objetivo estratégico, por lo que las exportaciones de petróleo crudo sin elaboración estuvieron prohibidas. En líneas generales, el rol del sector privado fue muy reducido y quedó incapacitado para competir con Y.P.F. y con poco poder de decisión real sobre la producción, el destino del petróleo, su precio, entre otros. Aún durante el proceso de apertura de la economía y de reformas estructurales implementadas por la dictadura de Videla, tendientes a desmantelar el aparato industrial de la Industrialización por Sustitución de Importaciones (ISI), la estructura básica del sector se mantuvo vigente, así como la importancia de la intervención por parte del Estado. Hasta la década del noventa, las políticas neoliberales no lograron modificar la concepción del petróleo como insumo estratégico ni avanzar en la privatización de las empresas públicas. 2.2- Entre 1989-2001: La larga década de desregulación y privatización Las medidas neoliberales llevadas a cabo durante los gobiernos de Menem, desde los primeros días de su mandato, se propusieron transformar estructuralmente el funcionamiento de la economía argentina, dando cierre a los procesos iniciados por la dictadura militar en los años setenta y en línea del decálogo propuesto por el Consenso de Washington 10 . En esta década, se afianzó un nuevo modelo de acumulación

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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.

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sustentado en la valorización financiera, que tuvo como requisito la apertura irrestricta a bienes y capitales extranjeros, la implementación de medidas tendientes a lograr la desregulación en todos los mercados y la privatización de sectores estratégicos manejados por el Estado. El corolario de tal programa económico fue un notable crecimiento del endeudamiento externo tanto por parte del sector público como del privado, así como un fuerte proceso de concentración económica y una distribución crecientemente regresiva del ingreso, apoyado en el Plan de Convertibilidad, que necesitaba grandes recursos financieros y los obtuvo con la acelerada privatización de las empresas públicas. El objetivo fue la retirada drástica del Estado de la ‘esfera económica’, dejando que el libre juego del ‘mercado’ distribuyera eficientemente los recursos. Sin embargo, más allá de los elementos discursivos y de lo que sostiene la teoría económica tradicional, se puede divisar en esta etapa un fuerte y claro intervencionismo estatal. El Estado no desapareció de la esfera económica, sino que cambió su forma de intervención, abandonando el modelo industrialista e implantando activamente un nuevo modelo de acumulación 11 . En este marco, el sector energético fue uno de los primeros que sufrió las drásticas transformaciones de las ‘reformas de primera generación’. El elemento clave de estas modificaciones fue desarticular la participación del Estado en el sector energético, entregar al sector privado no sólo las empresas sino también la propia política energética e hidrocarburífera, negar de esta forma cualquier posibilidad de planificación energética. Sin ser considerado un sector estratégico, la energía pasó a depender de los vaivenes del mercado, donde precios y ganancias resultan indicadores de “eficiencia”. Se orquestó un plan para negar la importancia estratégica de los hidrocarburos como recursos no renovables e insumos de la industria y reconocer únicamente su valor ‘económico’. El petróleo y el gas fueron considerados meras mercancías, commodities exportables sin valor agregado y a un precio estipulado en los mercados internacionales 12 . Con este objetivo comenzó la desregulación del sector energético apenas unos meses después de la asunción del gobierno de Menem. Entre octubre y diciembre de 1989 se firmaron tres decretos (N° 1.055/89, N° 1.212/89 y N° 1.589/89) que cambiaron drásticamente la estructura del sector y que aún continúan vigentes, guiando la política petrolera en beneficio de empresas privadas extranjeras. Estos decretos convirtieron los 11 12

Abeles (1999), Thwaites Rey (2003) Mansilla (2007b)

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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,

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Art. 25 y 34, Ley 17.319/67

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Y.P.F. debió ser fragmentada mediante la venta de sus activos ‘no estratégicos’: tres destilerías (Campo Durán, San Lorenzo y Dock Sud), equipos exploratorios, oleoductos, buques y el centro de investigación y desarrollo tecnológico, al tiempo que se redujo drásticamente el número de empleados. Es decir, los activos necesarios para buscar reservas (principal activo de una petrolera), las refinerías para agregarle valor al petróleo y el centro de I+D, donde se generaba conocimiento nacional se vendieron al no ser considerados ‘estratégicos’. Queda claro que estas medidas corresponden con el direccionamiento del petróleo como una commodity y que, parafraseando a Martínez de Hoz, “lo mismo producir petróleo o caramelos”. El achicamiento de la empresa incluyó un recálculo de las reservas, efectuado en 1990 por parte de una consultora privada (Gaffney, Clines & Asociados), que borró el 29% de las reservas probadas de petróleo y el 28% de las de gas natural. Cuando las reservas pasaron al sector privado, los niveles ‘pre auditoria’ se recuperaron como por arte de magia, demostrando que el único objetivo del recálculo fue bajar el precio de venta de Y.P.F. Finalmente, la Ley 24.145/92 federalizó las reservas de hidrocarburos transfiriéndolas a las provincias y dispuso la privatización de YPF 14 . La federalización de la propiedad de las reservas de hidrocarburos fue confirmada posteriormente en la reforma de la Constitución Nacional de 1994, de orientación totalmente opuesta a la anterior Constitución de 1949. Dicha ley, además, ‘regaló’ tres años de concesión a todos los yacimientos, ya que los veinticinco años de vigencia de las licencias que norma la ley 17.319, corren desde la promulgación de la ley y no desde 1989, cuando las mismas comenzaron. Ese mismo año, se promulgó la Ley N° 24.076/92 de privatización de Gas del Estado (que ya había sido iniciada con el Decreto N° 48/91) 15 . La petrolera estatal fue valuada en apenas 6.700 millones de dólares, menos de dos veces su facturación anual, haciendo evidente la grave subvaluación que sufrió la empresa. En el año 1998, la empresa española Repsol se hizo cargo del control de YPF S.A. comprando gran parte de las acciones del Estado y haciéndose de casi el 100% de la compañía al año siguiente. En esta operación fue imprescindible el apoyo de La Caixa y el BBVA, importantes accionistas de Repsol. Según Kozulj (2002), la privatización de Y.P.F. recaudó algo más de 20.000 millones de dólares, de los cuales el 14

La empresa Y.P.F. (Yacimientos Petrolíferos Fiscales) fue convertida en una Sociedad Anónima (YPF S.A.) por el Decreto Nº 2.778 del 31/12/1990. Desde entonces, las letras YPF dejaron de ser una sigla para transformarse en un nombre de fantasía. 15 Tanto este proceso privatizador como el de las empresas de energía eléctrica se analizarán en forma detallada más adelante.

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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

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década’ sólo se perforaron 40 pozos por año 16 . En cambio, crecieron notablemente los pozos de extracción, que aumentaron el ritmo de agotamiento de las reservas descubiertas por Y.P.F. Además, como se comentó anteriormente, desde 1989 las estadísticas energéticas pasaron a ser sólo declaraciones juradas de las empresas sin control absoluto por parte del Estado, lo que nos permite dudar de que efectivamente se hayan perforado esos 90 pozos por año. Kozulj (2002) que demuestra los aumentos de reservas de petróleo observados desde la privatización, no pueden ser explicados por los pozos de exploración y que éstos, según las estadísticas oficiales, han aumentado enormemente su efectividad. Así es como, por ejemplo, los pozos supuestamente de riesgo perforados en Argentina, tuvieron una efectividad superior a la de los países de la OPEP, que cuenta con la mejor tecnología y óptimas condiciones geológicas. Por esto, lo que se descubre es que esos supuestos pozos de exploración no son verdaderas perforaciones en búsqueda de hidrocarburos, sino que en muchos casos se trataría de prospección sobre reservas ya conocidas. La mayor extracción que se registra desde 1989 no fue dirigida al mercado interno, sino que fue enviada mayoritariamente al exterior. El petróleo crudo pasó, de venderse en su totalidad en el mercado interno, a representar uno de los dos productos más exportados por la Argentina, llegando en 1998 a venderse en el exterior el 40% de la extracción anual. Para tener una dimensión de su representación, en 1998 a pesar de contar con 9 años de reservas, Argentina exportó más petróleo crudo que Ecuador, actualmente miembro de la OPEP. El peso de las exportaciones fue tan grande que de no haberse extraído el petróleo que se destinó al mercado externo, nuestro país contaría con casi el doble de reservas 17 . Mientras tanto, las cantidades refinadas internamente, se mantuvieron durante todo el período. En cuanto al gas natural, también se aumentó la extracción con destino a la exportación. A partir de 1997, comenzaron a registrarse por primera vez en la historia exportaciones de gas natural que ya en 1998 superaron a las importaciones desde Bolivia 18 . Para esto se construyeron once gasoductos para la exportación, mientras que para el mercado interno se realizaron inversiones sobre los gasoductos troncales existentes (mediante loops y plantas compresoras). El último gasoducto en entrar en

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Ver la evolución de los pozos de exploración en Gráfico III del Anexo Mansilla (2007b) A diferencia del petróleo crudo, las exportaciones de gas natural continuaron su tendencia expansiva luego del 2002. Ver Gráfico IV del Anexo

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funcionamiento con miras al consumo nacional, fue el Neuba II que une Neuquén con Buenos Aires y fue inaugurado por Gas del Estado en 1988. Por su parte, la privatización de Y.P.F. significó una fuerte reducción del empleo mediante ‘retiros voluntarios’ y la tercerización de muchas actividades. La empresa incentivó la creación de pequeñas empresas proveedoras de servicios por parte de los ex empleados despedidos para bajar sus costos y pasarles el riesgo del mercado a estas Pymes. Luego de la privatización de Y.P.F., este proceso continuó. Desde 1994 a 2001, el empleo directo en extracción de hidrocarburos bajó un 14% mientras que el de ‘actividades de servicios relacionadas’ aumentó un 15%. Sin embargo, en números absolutos, el aumento del empleo en el sector servicios no alcanzó a compensar la caída en la extracción, por lo que en la década del noventa el empleo total registró una importante caída 19 . 2.3- Del 2002 a la actualidad: ¿Estado intermedio o contradictorio? 2.3.1- Cambios regulatorios La década larga de desregulación, privatización y extranjerización, que se inició en 1989, llevó al país a una mega crisis que tuvo su punto cúlmine en los sucesos del 19 y 20 de diciembre de 2001. No se explayarán aquí las consecuencias políticas, sociales y económicas de la crisis ni en los detalles que le sucedieron. No obstante, no deben olvidarse las grandes transformaciones sociales que experimentó la Argentina durante la caída de la Convertibilidad. Tampoco se entrará en la discusión sobre si los cambios drásticos vividos desde la recuperación económica de 2003 representaron un nuevo modelo de acumulación o si, en cambio, no modificaron las bases estructurales de la economía, por lo que estamos viviendo una continuación de dichos procesos 20 . Sólo nos limitaremos a tratar las políticas económicas referidas al sector energético (y el hidrocarburífero en particular, en este apartado). La implementación de la Ley de Emergencia Económica Nº 25.561 del 06/01/2002, que modificó la Ley de Convertibilidad, significó el abandono del tipo de cambio fijo y la consecuente adopción de un tipo de cambio flotante frente al dólar. Asimismo, la misma ley estipuló la pesificación de las tarifas dolarizadas de las

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CENDA (2007) Ver esta discusión, por ejemplo, en CEMOP (2009a), CEMOP (2009b), Fernández Bugna y Porta (2007), Rapetti (2005)

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empresas privatizadas, e impuso retenciones a las exportaciones con el propósito de captar parte de las ganancias extraordinarias provocadas por la devaluación. Un anticipo de las conclusiones del análisis de las principales variables del sector petrolero, nos permite apreciar que el sector no ha registrado un cambio en su tendencia descendente. Tanto las reservas como la extracción de gas y petróleo han caído y no se recuperan los niveles de inversión que contaba la estatal Y.P.F., como se puede observar en los gráficos I y II del Anexo; mientras que en 2002, el horizonte de reservas era de 10,2 años para el petróleo y 14,5 para el gas, en 2008 el horizonte de reservas de petróleo se mantuvo pero el de gas bajó a casi 8 años. Esta caída no es sino la profundización de la crisis energética estructural que se viene gestando en el país desde la ‘larga década’ privatizadora y que las políticas posteriores no han podido transformar. Luego de llegar al pico de 49 millones de m3 en 1998, la extracción de petróleo experimentó una importante caída, llegando a 36 millones de m3, un 26% menos. Esa trayectoria no fue modificada luego de la devaluación ya que en el 2008 se extrajo un 19% menos que en el 2001. Cabe aclarar que el precio internacional vivió en este período la mayor crecida de los últimos tiempos, llegando a récords históricos. En cuanto a las reservas, el máximo se registró en 1999 cayendo desde entonces, al punto de que en el 2008, las reservas fueron 18% menores. No obstante, su caída no fue constante. La disminución de reserva se mantiene hasta el 2005, cuando se registra un importante salto (un 11% de caída en un sólo año) que supera ampliamente al nivel de extracción. Deduciendo de esta manera que las reservas petroleras se ‘evaporaron’. En realidad, se trató de una “revisión a la baja” realizada por Repsol, según se explicará más adelante. Posteriormente, las reservas comienzan a recuperarse hasta 2007, con una leve caída en 2008. La recuperación de las reservas también resultó ‘sospechosa’ ya que se concentró casi únicamente en la empresa Pan American Energy y en el mayor yacimiento petrolero del país, Cerro Dragón. La ‘duda’ se generó por el hecho de que este aumento se produjo en el mismo momento en que la subsidiaria de la BP negociaba con las provincias de Chubut y Santa Cruz la renovación de sus principales concesiones por cuarenta años 21 . Además, según la información presentada por la propia empresa, este crecimiento de reservas se realizó sin inversión, ya que no declaró haber perforado un

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Se profundizará el caso de la prórroga de Cerro Dragón en 2.3.3 - Provincialización

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solo metro buscando petróleo 22 . A pesar de esto, la empresa declaró haber terminado en el año 2006 unos veintitrés pozos de exploración exitosos, con una improbable efectividad del 100%, que no existe ni siquiera en los países de la OPEP. Como resultado, Cerro Dragón duplicó sus reservas declaradas de petróleo entre 2005 y 2007. Luego de la firma de la prórroga hasta 2047, no se registraron nuevos aumentos de las reservas. En el caso del gas natural, la extracción se encontraba en ascenso al momento de la devaluación y mantuvo su ritmo ascendente hasta la supuesta crisis del 2004. A partir de entonces, se registró una pequeña caída aunque llegando en el 2008 a una extracción anual 10% superior a la del 2001. Distinto es lo sucedido con las reservas. En el año 2008, las reservas declaradas son menos de 400 miles de millones de m3, apenas el 50% de las reservas existentes en el 2000. Hace falta remontarse a la década de los setenta para encontrar un año con tan pocas reservas gasíferas. La virtual desaparición de las reservas (ya que no se puede explicar la caída de reservas por el nivel de extracción) se concentra en dos momentos: en 2002 y en 2004-2005. La disminución del año 2002 sólo puede explicarse como parte de las presiones de las empresas ante la pesificación del valor en ‘boca de pozo’ del gas natural estipulado en la Ley de Emergencia Económica. Como las reservas se definen como la cantidad de hidrocarburos que se estima extraer en condiciones ‘económicamente rentables’, las empresas reaccionaron a la caída (en dólares) del precio del gas, con una menor estimación de reservas. Su explicación es que se han cambiado las condiciones establecidas, haciendo ‘antieconómica’ la extracción gasífera. De esta manera, desde los escritorios se disminuyen las reservas declaradas de la principal fuente energética argentina. La caída de 2004-2005, se relaciona con la disminución mencionada en las reservas petroleras por el ‘recálculo’ efectuado por Repsol. La española realizó en el año 2005 una “revisión negativa” de las reservas de YPF S.A. de petróleo y gas natural en Argentina debido a un supuesto “mayor conocimiento de los campos”. En realidad, esto fue motivado por la denuncia presentada por Andrés Solís Rada, ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia, ante la SEC (comisión que regula el mercado bursátil en Estados

Unidos) 23 .

La

denuncia

demostraba

que

Repsol

había

informado

deliberadamente como propias las reservas de gas de Bolivia, de las que apenas tenía 22 23

Mansilla (2007a) De Dicco (2006), Mansilla (2006)

29

una concesión. Esto motivó la inspección de las reservas de Repsol en toda América Latina, por lo que las existencias de hidrocarburos en Argentina debieron ser corregidas. Esto se debió a que desde la privatización de Y.P.F., las reservas de hidrocarburos argentinos dependen de la bolsa de Nueva York. La venta de la empresa nacional significó la entrega no sólo de los recursos naturales, sino también de la información. Asimismo, la reducción de reservas significó el reconocimiento del mal manejo realizado en las concesiones argentinas, especialmente del único mega-yacimiento gasífero nacional, Loma de la Lata 24 . En cuanto a la inversión de riesgo, el Gráfico III del Anexo muestra cómo, luego de la devaluación, continuó la falta de perforación de pozos de exploración para buscar reservas. Entre 1999 y 2004, se perforaron apenas unos 34,6 pozos de riesgo por año, lejos de los 100 pozos que Y.P.F. llevaba adelante durante la década de los ochenta. A partir del 2005 y hasta 2008, se experimentó un relativo crecimiento de la inversión, llegando a unos 57,3 pozos por año. Sin embargo, la efectividad de los pozos realizados continúa generando sospechas sobre la veracidad de esta información. Según los datos presentados por las empresas, apenas el 22% de los pozos de exploración realizados desde 2002 fue improductivo. Cifra muy alejada de la historia petrolera nacional y de la realidad geológica de un país ‘con petróleo’ como Argentina. Esta ‘duda’ sobre los datos declarados llega al máximo en el caso de Pan American Energy que, como se mencionó, en plena discusión sobre la prórroga de sus concesiones, declaró haber efectuado veintitrés pozos de exploración, todos productivos. Estos datos están indicando que, además de existir una menor inversión en la búsqueda de reservas, los datos presentados por las empresas cuentan como ‘pozos de exploración’ a pozos perforados sobre reservas conocidas.

Estos pozos no hacen más que confirmar o

delimitar las reservas exploradas por Y.P.F. antes de la privatización, lo que de ninguna manera permitirá contar con las mayores reservas que necesita el país. Como se mostró, de ninguna manera puede asociarse la caída de reservas y extracción con una reacción de las empresas ante el ‘cambio de reglas de juego’ por parte del gobierno nacional luego de la devaluación. Según las petroleras, su ‘seguridad jurídica’ fue vulnerada por el Estado Nacional al pesificarse los contratos, impedir su indexación, imponer retenciones que separaban el precio interno del internacional, estipular precios, impedir exportaciones e intervenir en el mercado petrolero. Esta

24

Se profundizará el caso de Loma de la Lata en 3 - Provincialización

30

postura justifica la falta de inversiones de toda una década, en los cambios regulatorios de los últimos años, sin hacer referencia por supuesto, a la violación de la ‘seguridad jurídica’ de todos los argentinos ante la sistemática transgresión de los contratos de concesión y las leyes nacionales por estas parte de empresas, violación que provocó la crisis energética estructural que vive el país. Para el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), verdadera ‘cámara’ del petróleo nacional,

las transformaciones del sector se efectuaron “sin tener en

consideración que este desordenado proceso generaría un dilatado sentimiento de inseguridad entre los operadores e inversores, que contribuyó –entre otras causas– a una creciente parálisis de nuevas inversiones en las áreas hidrocarburíferas y en los servicios públicos energéticos, con una importante afectación en los niveles de producción y la declinación de los volúmenes de las reservas nacionales” 25 . Si bien el hecho de que las empresas defiendan sus ganancias (aún perjudicando los intereses del país) no debe asombrarnos, no son las únicas que sostienen esta falacia. En el 2009, ocho ex ministros de energía de la nación presentaron un documento 26 donde afirmaban que los ‘problemas estructurales’ del sector energético se iniciaron en el 2003, sin señalar los momentos en que ellos mismos controlaban la política energética nacional sin que las empresas tuvieran alguna responsabilidad en la crisis. En cuanto al empleo en el sector, a partir del 2002 se rompió la tendencia de reemplazo entre empleo directo en las explotaciones y los servicios relacionados, provocada por la tercerización de actividades anteriormente en manos de las petroleras. Desde la devaluación, el empleo creció tanto en la extracción como en los servicios parapetroleros 27 . Si bien estos empleos son de altos salarios y casi en su totalidad registrados, la parte de la renta petrolera que llega a los trabajadores es muy reducida. Esto se debe a que la remuneración de los asalariados no representa parte importante de los costos de las empresas, al punto que según la Matriz Insumo-Producto, a 1997 apenas el 15% del Excedente Bruto de Explotación (es decir la diferencia entre la venta y los costos) del sector petrolero correspondía a los asalariados. Luego de la devaluación y con el aumento de los precios internacionales del petróleo y las

25 26 27

IAPG, (2009) Lapeña et al. (2009) CENDA (2007)

31

commodities, se espera que en la actualidad la proporción obtenida por los salarios sea sustancialmente menor 28 . Una vez analizadas las principales variables para el período que comienza después de la devaluación, se desprende que no existió un cambio en la evolución descendente de reservas y la extracción de petróleo y gas. No obstante, se distinguen tres grandes transformaciones en el upstream: •

la implementación de retenciones a las exportaciones,

•

las prórrogas de las concesiones luego de su paso a manos de las provincias y

•

la creación de la energética estatal ENARSA.

A continuación analizaremos cada uno de estos puntos. 2.3.2- Retenciones Uno de los principales cambios en la política petrolera post-devaluación es la existencia de las retenciones a la exportación de hidrocarburos. A diferencia de lo que se estimaba cuando se crearon y de lo que sucede con otros gravámenes a las exportaciones (como pueden ser las retenciones a los productos agrícolas), la consecuencia más importante de las retenciones a la exportación de petróleo y gas no provino de la parte fiscal, en cuanto a una mayor recaudación, sino de la separación del precio interno del internacional. Como se mencionó, la Ley de Emergencia Económica del 2002, modificó la Ley de Convertibilidad e impuso retenciones a las exportaciones de hidrocarburos. Las alícuotas estipuladas fueron de 5% para el gas natural y 20% para el petróleo crudo 29 . Teniendo en cuenta el sistema de cálculo del monto de las exportaciones (de acuerdo a la Ley 21.453), los importes efectivamente pagados al fisco son menores a lo que pareciera indicar la alícuota, ya que se entiende que el valor FOB de las exportaciones incluye las retenciones 30 . 28

29

30

Borzel y Kiper (2006) muestran que hasta el año 2005, si bien los costos salariales aumentaron con respecto al 2001, no superaban el 30% de los costos totales y que a pesar de que los costos se duplicaron, el precio de venta se multiplicó por seis, por lo que la ganancia empresaria se más que duplicó. A pesar de esto, la inversión, la extracción y las reservas cayeron. En realidad las exportaciones de petróleo y gas desde Tierra del Fuego no estuvieron gravadas por las retenciones hasta mediados de 2006. Por ejemplo, para una exportación de U$S 100 F.O.B. y una alícuota del 20% no se abonarían U$S 20 de retenciones. Al considerarse U$S 100 como el valor de las exportaciones más las retenciones, las exportaciones declaradas son de U$S 83,3. Sobre este importe se aplica la alícuota del 20% abonando U$S 16,6 en concepto de retenciones (es decir un 16% menos de lo que comúnmente se estima).

32

A pesar de que el propio artículo que creó las retenciones a la exportación de hidrocarburos, estipula que “en ningún caso el derecho a la exportación de hidrocarburos podrá disminuir el valor boca de pozo, para el cálculo y pago de regalías a las provincias productoras” 31 , las retenciones fueron descontadas a la hora de abonar las regalías a las provincias. Esto se debe a que las alícuotas abonadas como retenciones son deducidas del precio internacional para obtener el Valor a Boca de Pozo, sobre el que se paga el 12% en concepto de regalía a las provincias. Esto, sumado al importante peso económico y poder de lobby de las petroleras en cada una de las regiones, provocó que las provincias se alinearan con las empresas en los reclamos por bajar o cancelar las retenciones a las exportaciones. La alineación del precio del petróleo argentino con el internacional se presentó como un requisito para las inversiones, el aumento de las reservas y hasta la conservación de los puestos de trabajo32 . No obstante, los principales beneficiarios de este tipo de políticas serían las propias petroleras, ya que el sector público perdería recaudación, al tiempo que se igualaría el precio interno al internacional con el consecuente aumento de los precios internos 33 . En mayo de 2004, la alícuota de las retenciones fue elevada al 25% para el petróleo. Posteriormente, este sistema fue modificado por la Resolución 532 del Ministerio de Economía y Producción de agosto de 2004, que remplazó este sistema por una escala de retenciones móviles, motivado por el aumento del precio internacional petróleo. Sin embargo, mientras que las exportaciones de petróleo crudo fueron gravadas por este sistema de retenciones móviles con un nivel mínimo del 25% y uno máximo del 45% (que fue el único que se llevó a la práctica ante la escalada del precio internacional) 34 , los subproductos mantuvieron una baja retención (5%). Por otro lado, mediante una serie de convenios firmados por el Estado, las refinadoras y los productores, se reguló el precio interno del petróleo que era refinado. El primer acuerdo, firmado en 2003, cotizaba el petróleo vendido a las refinerías a un 31 32

33

34

Artículo N° 6 Ley 25.561/02. Como ejemplo, podemos mencionar las notas “Por las retenciones, cayó 30% la perforación petrolera en Neuquén” y “Provincias negocian con el Gobierno aumento en el precio del petróleo para nuevos descubrimientos” de la revista sectorial El inversor energético & minero nro. 28, mayo 2008 Ver un análisis de la relación entre Nación, empresas y provincias petroleras en cuanto a las retenciones y regalías en Mansilla y Burgos Zeballos (2009) La resolución 532 estableció la alícuota de retención en 25% con un gravamen extra dependiendo de la cotización del crudo WTI (West Texas Intermediate). Cuando la cotización del barril supera los 32 dólares, las retenciones se establecen en 28%, 31% a los U$S 35 y aumentan sucesivamente llegando al 45%, a valores superiores a los U$S 45. Como el valor internacional siempre superó los U$S 45, sólo rigió la alícuota del 45%. En realidad, según se explicó anteriormente, el pago real sobre el precio internacional (sobre la tasa del 45%) fue del 31%.

33

valor fijo de U$S 28,50 el barril. Si bien este precio era similar al internacional cuando se instauró, rápidamente quedó atrasado. En 2004, con el precio internacional cerca de los U$S 36 por barril, el valor para el mercado interno subió a U$S 34,50, precio que se mantuvo hasta el fin del acuerdo en 2005. A partir de entonces, las refinadoras compran el petróleo a un precio igual al internacional menos las retenciones. Por esto, el precio interno del petróleo crudo, si bien es menor al internacional (cosa normal en un país con autoabastecimiento) es cuantiosamente superior al que históricamente existió en Argentina y varias veces mayor al costo de extracción de dicho petróleo. Cabe aclarar que según sus documentos oficiales, el costo por barril de petróleo de Repsol aumentó de U$S 3,18 en 2003 a U$S 13,1 en 2008, por lo que estos acuerdos reconocían la apropiación de gran parte de la renta petrolera por parte de las empresas, que recibían por cada barril más de cuatro veces sus costos 35 . Finalmente, la última modificación se realizó a fines de 2007 mediante la Resolución 394, que creó un sistema en que las retenciones dejaron fija la remuneración al exportador en U$S 42 por barril, debiendo abonarse al fisco la diferencia entre este valor y el precio internacional. Este sistema implicó que en el mercado interno, el precio de venta del petróleo entre empresas y refinerías se mantuviera en U$S 42, a pesar de los aumentos del precio internacional. No obstante, el mayor impacto de esta medida fue el aumento en las alícuotas para la exportación de subproductos (especialmente las naftas) llegando a un mínimo de 31% (real, con una alícuota de 45%) contra el 5% vigente anteriormente, además de bajar la ‘paridad de exportación’ a la que se comercializa el petróleo en el mercado interno. En el año 2008, luego de la presión de las empresas y provincias petroleras, una resolución estipuló que los U$S 42 por barril se refinería al petróleo ‘escalante’ que se exportaba (un petróleo ‘pesado’) 36 , por lo que, para pagar las regalías, se debía ajustar el precio de los petróleo ‘livianos’ (como los de Neuquén o Salta) llegando a casi U$S 47. Esta medida, a la vez que aumentaba la recaudación por regalías de estas provincias, servía a las empresas para exigir un ajuste de precios a las refinadoras, con la consecuente presión al precio de los subproductos.

35

36

Repsol YPF; Informe Anual varios años. En estos costos declarados se incluyen los grandes costos de descubrimiento, aunque en este período las reservas cayeron en Argentina, por lo que no existieron reales ‘descubrimientos’. Disposición 1/08 Secretaría de Combustibles.

34

Entonces, desde el 2002, las retenciones no sólo separaron el precio del petróleo argentino del internacional sino que también incentivaron al reemplazo de exportaciones de petróleo crudo por subproductos gracias a la diferencia entre las alícuotas. A medida que el precio internacional subía vertiginosamente a valores nunca antes vistos, llegando a superar los U$S 140 por barril, las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo aumentaron, mientras se continuaba con una alícuota de apenas el 5% para los derivados. Esto motivó que se aumentaran los volúmenes de petróleo refinado internamente para exportar naftas (los subproductos de mayor valor agregado y que resultaban superavitarios). Así es como, desde la devaluación hasta el año 2005, Argentina exportó más de la mitad de las naftas obtenidas. Paralelamente, el porcentaje de petróleo crudo que se enviaba al exterior caía año a año desde el 35% en 2002 al 9% en 2008. A partir del 2005, y gracias al aumento del consumo interno, los saldos exportables de naftas fueron disminuyendo hasta llegar a casi el 30% en 2008 37 . Esta evolución se puede observar en el Gráfico 9 38 . Gráfico 9 – Exportación de petróleo crudo y naftas sobre total producido 60%

Naftas 50%

40%

30%

20%

Petróleo Crudo 10%

0% 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Fuente: Elaboración propia en base a Secretaría de Energía

Dentro de las naftas elaboradas, se puede observar un redireccionamiento de la producción. Mientras que a mitad de los noventa las naftas vehiculares significaban el 37 38

Se incluyen Naftas Común, Súper, Virgen, Aeronaftas y Otras Naftas Este gráfico se realizó con los datos oficiales de la Secretaría de Energía, Tablas SESCO. Cabe aclarar que las mismas son un fiel registro de las declaraciones de las empresas y presentan errores que no han podido ser subsanados (como el hecho de que en varios años, Argentina exportara cantidades de algunos subproductos que superaban a lo obtenido en las refinerías).

35

80% de las naftas totales obtenidas, en el 2008 apenas representaban el 60%. El 40% restante se trataba de ‘naftas intermedias o para petroquímica’ que fue exportado en casi su totalidad. Este cambio en el destino del petróleo crudo, podría entenderse como positivo ya que agregaba valor a una exportación primaria. Sin embargo, como se observa en el Gráfico 10, el aumento del petróleo procesado internamente no se vio acompañado por nuevas inversiones. Las mayores cantidades de petróleo procesado, únicamente generaron un aumento en el uso de la capacidad instalada (que es prácticamente la misma que antes de las privatizaciones). Los niveles de utilización de las refinerías superaban los máximos tolerables en materia de seguridad, llegando al límite insostenible de 99,3% en Julio de 2007.

Gráfico 10 – Petróleo procesado – Utilización refinerías 100 Petróleo Procesado

3.000.000

Utilizacion Cap. Instalada

95

2.800.000 90 2.600.000 85 2.400.000

80

2.200.000

2.000.000 Ene02

75

70 Jul02

Ene03

Jul03

Ene04

Jul04

Ene05

Jul05

Ene06

Jul06

Ene07

Jul07

Ene08

Jul08

Fuente: Elaboración Propia en base a Secretaría de Energía

Además, la exportación de naftas pagaba apenas un 5% de retenciones cuando su precio en el mercado internacional experimentó un aumento equivalente al del petróleo crudo. Las refinerías, que obtienen el petróleo nacional a un precio menor al internacional gracias a las retenciones al crudo, lo procesan sin realizar las inversiones mínimas en seguridad, y venden los productos a precio internacional y casi sin pagar derechos de exportación. Es así, como las refinerías están obteniendo gran parte de la renta petrolera argentina al beneficiarse de los menores precios internos. Esto es válido únicamente para las refinerías no integradas (principalmente Esso y Shell), ya que para 36

Petrobras y Repsol, el costo relevante del petróleo es el costo de extracción, no el precio internacional menos las retenciones, por lo que su apropiación de la renta petrolera es ampliamente superior. Con la Resolución 394, esta evolución fue rota en parte gracias al importante aumento en las retenciones a los subproductos. Sin embargo, todavía se encuentran lejos de los niveles vigentes para el petróleo crudo. 2.3.3 – Provincialización Tras analizar la estructura jurídica y regulatoria del mercado petrolero que rige hoy en día, se descubre rápidamente que las bases de la estructura del mercado hidrocarburífero creadas durante la década de los noventa, se mantienen intactas desde 2002. Esto incluye, fundamentalmente, los tres decretos ‘desreguladores’ de 1989 que tergiversan el sentido de la ley de hidrocarburos vigente. La principal modificación regulatoria a partir del 2003, que profundizó el modelo de desregulación implementado en los 90, fue la ‘provincialización’ de las reservas, es decir, el paso de manos del control de las concesiones de hidrocarburos, del Estado Nacional a los gobiernos provinciales. Como se mencionó, la ‘provincialización’ nace con la Ley de privatización de Y.P.F. en 1992 y toma carácter legal con la reforma de la Constitución de 1994. En contra de la tradición legal argentina (desde la época de la colonia) y de la propia Ley de Hidrocarburos vigente, la Constitución de 1994 en su artículo 124 establece que “corresponde a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio”. Sin embargo, la implementación de este cambio de sentido en la política energética no se realizó luego de la promulgación de la Constitución ya que era necesaria una ley que ‘ordenara’ las contradicciones del aparato legal. Así es como, por ejemplo, el gobierno nacional debió firmar la prórroga de la concesión de Loma de la Lata, negociada entre Repsol y la provincia de Neuquén en el año 2000. En el año 2003 se firmó el decreto 546 que permite a las provincias otorgar nuevas concesiones sobre las áreas de su territorio. No obstante, el control sobre las concesiones existentes continuaba en manos del gobierno nacional. Finalmente, el 6 de diciembre de 2006, se aprobó la ley 26.197 conocida como ‘ley corta’ 39 . Dicha ley modifica el artículo 1° de la 17.319/67 de tal manera que “pertenecen a los Estados 39

Sólo votaron en contra del proyecto un Senador y 19 Diputados.

37

provinciales los yacimientos de hidrocarburos que se encuentren en sus territorios”. El artículo 2º de esta ley resulta de gran importancia ya que establece que “las provincias asumirán en forma plena el ejercicio del dominio originario y la administración sobre los yacimientos de hidrocarburos que se encontraren en sus respectivos territorios”. Es decir, el control efectivo de cada yacimiento y concesión depende de las provincias, y la soberanía petrolera nacional se fragmenta entre las ‘provincias petroleras’ las cuales se sostienen en gran medida por la actividad petrolera y por las empresas. Como sostiene Bernal (2007a), “la política petrolera argentina depende de (...) provincias cuya población representa menos del 15% del país”. Por un lado, el peso económico de las petroleras en las provincias es muy fuerte, siendo las empresas de mayor producción, ventas, contratación de mano de obra y pago de impuestos locales de cada provincia. Por el otro, las regalías que las provincias obtienen por la actividad petrolera representan gran parte de sus finanzas provinciales 40 . En un mercado petrolero internacional cada vez más concentrado, donde el petróleo aumenta tanto de precio como de peso geopolítico y donde los países con reservas se preocupan por garantizar su soberanía, Argentina dividió la suya dando poder de decisión sobre su riqueza natural a cada provincia. Actualmente, la concentración es tan importante, que las empresas con más ventas y ganancias del mundo son las petroleras, varias de las cuales poseen una facturación anual que supera ampliamente el Producto Interno Bruto (PIB) de la Argentina. ¿Cuál puede ser entonces el poder real de negociación de una pequeña provincia, casi sin habitantes y cuya economía depende en gran parte de la actividad petrolera? Las provincias no se encuentran en condiciones de llevar adelante una planificación de las necesidades energéticas nacionales. Quien debería coordinar las demandas actuales y futuras de las diferentes regiones es el Estado Nacional. Resulta imposible pensar que cada provincia pueda coordinar las necesidades de productores y consumidores de cada rincón del país, salvo que se considere a los hidrocarburos como mercancías sin valor estratégico y que el mercado sea capaz de asignar recursos de forma eficiente. Además, la propia geografía de los reservorios hace irracional el control provincial de los hidrocarburos, ya que las reservas no respetan límites provinciales por lo que no son pocos los yacimientos que se expanden en más de una provincia, generando conflictos entre ellas. 40

Ver un análisis del peso de las regalías en las finanzas provinciales en Mansilla y Burgos Zeballos (2009)

38

Se argumentó que esta ley no hizo más que subsanar la situación ‘jurídicamente ambigua’ entre la legislación y la Constitución. No obstante, existe un fuerte debate jurídico sobre la interpretación del “dominio originario” que reglamenta la Constitución. Por ejemplo, se sostiene que a diferencia del “dominio eminente” que implica potestad, el “dominio originario” no exige la administración y control directo 41 . Por tanto, no es claro que la Constitución obligue a que el control efectivo de las concesiones, pieza fundamental de una política hidrocarburífera eficiente, deba fragmentarse y quedar en manos de los gobernadores. No obstante, esta alternativa no estuvo siquiera considerada en las discusiones parlamentarias de la ley. Como consecuencia de la ‘balcanización’ del dominio de los hidrocarburos, las provincias salieron a licitar nuevas áreas como concesiones de exploración (tanto las ‘petroleras’ como las provincias sin reservas declaradas como Córdoba, San Luis o recientemente Entre Ríos). A la fecha, ninguna de las nuevas áreas

ha obtenido

resultados que hagan esperar el desarrollo de nuevas reservas. En ningún caso será una empresa energética provincial quien llevará adelante la exploración de las concesiones ni siquiera con participación de privados, no hay empresas estatales presentes en esas licitaciones para garantizarse la mayoría accionaria y las decisiones políticas, ni siquiera en Neuquén, donde la propia Constitución indica que su empresa estatal debe hacerse cargo de la explotación de los yacimientos 42 . Pero además de estas licitaciones, la ‘ley corta’ habilitó a las provincias a renegociar las concesiones existentes, lo que resulta más importante. Como se mencionó anteriormente, los decretos desreguladores de 1989 transformaron en concesiones los contratos existentes con vencimiento en 2016 y 2017. El traspaso a manos de los estados provinciales de la potestad sobre los yacimientos fue utilizado por las petroleras para solicitar, con varios años de anticipación a su vencimiento, la renovación por 10 años de sus concesiones (como lo estipula la ley de hidrocarburos 17.319/67). Dichos pedidos se sustentaron en que con tan ‘poco tiempo’ restante de concesión, no se iban a poder recuperar las nuevas inversiones en búsqueda de reservas y que las prórrogas darían ‘previsibilidad’ al mercado por lo que se realizarían grandes inversiones que aumentarían las reservas y la demanda de trabajo. Según una de las empresas 41

42

Ver este debate jurídico junto con jurisprudencia e historia de la relación Nación-provincias en Hidalgo (2009) Dice el Articulo 96 de la Constitución de la Provincia de Neuquén “No podrá otorgarse ninguna clase de concesión para la explotación, industrialización y comercialización de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos”

39

beneficiadas con las prórrogas “si no hubiera una extensión oportuna, se reduciría el esfuerzo exploratorio y consiguientemente, los yacimientos iniciarían una caída de la producción y de las reservas, cada vez más notable a medida que se aproximara la terminación de las concesiones en los años 2016 y 2017” 43 . Como se mostró cuando se describió el sector durante los años noventa, las petroleras se limitaron a extraer las reservas obtenidas de Y.P.F. sin un esfuerzo real para la búsqueda de nuevas reservas aún cuando estaban al inicio de sus contratos, por lo que pensar que ante la perspectiva de un mayor tiempo en los yacimientos las empresas comenzarán a invertir en exploración, es una falacia. Por su parte, la ley de hidrocarburos indica que sólo se deben firmar estas prórrogas “siempre que el concesionario haya dado buen cumplimiento a las obligaciones emergentes de la concesión” 44 y se deben presentar por lo menos 6 meses antes del vencimiento. En estos casos, los pedidos se hacen con casi 10 años de anticipación. No existe forma de asegurarse de que en el resto de su concesión, las empresas privadas realizarán un uso racional y eficiente de sus derechos, cumpliendo sus obligaciones. Pero además de este ‘detalle’, tal como se explicó, las reservas de petróleo y gas natural han venido cayendo año a año 45 , no se realizaron inversiones en pozos de exportación y existen grandes denuncias de irregularidades y contaminación de las napas de agua en lugares desérticos por parte de las petroleras. Por tanto, lo que está probado es el incumplimiento de las petroleras de sus obligaciones como concesionarios. Nada de esto impidió la negociación y firma de las prórrogas. Como se mencionó, la primera prórroga fue firmada con anterioridad a la aprobación de la ‘ley corta’ y dependió del gobierno nacional. Se trata de la concesión del mega-yacimiento gasífero Loma de la Lata, ubicado en la provincia de Neuquén, dicho yacimiento es el mayor yacimiento gasífero de la Argentina. Fue descubierto por Y.P.F. en la década del setenta y modificó la relación entre reservas petroleras y gasíferas. Actualmente entrega el 23% del gas argentino y es operado por YPF S.A. En el año 2000, a pesar de encontrarse recién en la mitad de la concesión, Repsol solicitó la prorroga por 10 años (según la ley 17.319, con 17 años de anticipación) en contra del sentido de la propia ley que exige el cumplimiento de las obligaciones por parte de las empresas. El acuerdo fue firmado en agosto de ese año por la empresa, 43

Pan American Energy. Un compromiso inversor clave para el crecimiento de la Argentina Ley 17.319 Art. 35 45 Ver en Gráficos I y II del Anexo, la evolución de reservas y extracción de petróleo y gas natural 44

40

Sobich como gobernador de Neuquén y Machinea como Ministro de Economía y se confirmó mediante un decreto del ejecutivo firmado el 28/12/2000. En dicho acuerdo, la empresa se comprometía a realizar una serie de inversiones en sus pozos de la provincia (no sólo en Loma de la Lata), a pagar por única vez 300 millones de dólares a la provincia y a la erogación de un 5% sobre el flujo de fondos neto (que no deben confundirse con mayores regalías). Para ese año, el yacimiento de Loma de la Lata estaba valorado en 30.035 millones de dólares

46

. A pesar de estos

compromisos, la firma de la prórroga no tuvo en cuenta las serias irregularidades cometidas por la empresa, como la falta de inversiones y la contaminación provocada en la zona 47 . Sin ir más lejos, la justicia argentina obligó a la empresa a abastecer con agua apta para consumo a poblaciones enteras y sus animales ante las evidencias de contaminación de las napas 48 . Por otro lado, Repsol incumplió totalmente sus compromisos, operando la concesión de manera irracional una vez acordada la prórroga, demostrando los perjuicios de haberla firmado con tanto tiempo de anticipación y de que el acuerdo no haya sido sustentado con un control real del cumplimiento de sus obligaciones. En cuanto a las reservas, las mismas pasaron de 175.440 millones de m3 en el 2000 a apenas 50.698 millones de m3 en el 2008, es decir una caída del 71% en apenas 8 años. Este yacimiento es el principal responsable de la disminución en las reservas de gas natural producida en los años 2004 y 2005. Según se informó oficialmente, la empresa reconoció que la “bajada de la presión observada en este campo durante el 2004 y 2005” motivó a que las reservas extraíbles del yacimiento disminuyeran radicalmente49 . Es decir, se admitió el mal manejo realizado en la concesión. Efectivamente, mientras que en el año 2000 Loma de la Lata extrajo 11.575 millones de m3 de los cuales el 77% era de ‘alta presión’, para el año 2008 sólo produjo 8.750 millones de m3, evidenciando una caída del 24%. Cabe aclarar que, según demuestra Kozulj (2005), si Repsol hubiera cumplido con el aumento de extracción prometido en el 2000, al momento de la firma del acuerdo de prórroga de Loma de la Lata, no se hubieran ocasionado los faltantes de gas que obligaron a la reactivación de las importaciones. Pero el factor principal es que

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De Dicco (2004) Ver una descripción de los desastres ambientales de Loma de la Lata en Gavaldá (2006). 48 La contaminación es tan grande en estas zonas de la provincia de Neuquén que Naciones Unidas la declaró en “emergencia ambiental” (Diario Rio Negro 14/09/1998). 49 Repsol (2006) 47

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en 2008, apenas el 3% del gas natural extraído era de ‘alta presión’ mientras que el 70% era de ‘baja presión’. Esta despresurización del yacimiento, además de disminuir la cantidad de gas obtenido cada año, generó una caída en las reservas extraíbles del yacimiento, por lo que todos los argentinos (dueños de las reservas) perdimos recursos naturales no renovables debido al incumplimiento de Repsol de sus obligaciones como concesionario, lo que podría ser causal de la cancelación de su concesión, como indica el art. 80 de la 17.319 50 . Esta cancelación no sucedió, y en cambio Repsol fue premiada con la prórroga del resto de sus concesiones en la provincia de Neuquén y sucesivos aumentos del precio de gas en boca de pozo, como se verá más adelante. Recientemente se publicitó en los diarios un importante aumento de las reservas del yacimiento 51 , sin que la misma hubiera sido oficializada por la empresa ni informada a la Comisión Nacional de Valores. Los primeros casos de renovación dentro de la ‘ley corta’ fueron el de Cerro Dragón en Chubut y Santa Cruz y el del resto de las concesiones de Repsol en Neuquén. La prórroga de Cerro Dragón fue emblemática tanto por tratarse del mayor yacimiento de petróleo crudo del país como por su historia. El yacimiento Anticlinal Grande - Cerro Dragón fue descubierto por Y.P.F. en la década del cincuenta, pero la estatal no pudo operarlo ya que rápidamente fue entregado a manos de la norteamericana Amoco (American Oil Company de la Standard Oil de Indiana) por parte del gobierno de Frondizi. Si bien se restituyó a Y.P.F. con la anulación de esta cesión por parte de Illia, el golpe de estado de Onganía devolvió el yacimiento a los privados. En 1989, el contrato se convirtió en concesión por 25 años que comenzaron a correr en 1992 (fecha de promulgación de la ley 24.145 de privatización de Y.P.F.) sin que los 30 años de Amoco en el yacimiento fueran siquiera considerados 52 . Por tanto, la concesión llegará a su fin en 2017, existiendo la posibilidad de renovarla por 10 años más. En el año 2007, la concesión de Cerro Dragón fue continuada por la sucursal argentina de Pan American Energy LLC (PAE), domiciliada en Delaware, cuyo 60% corresponde a BP (unión de la British Petroleum y Amoco) y el 40% restante pertenece 50

“Las concesiones o permisos caducan: (...)c) Por incumplimiento sustancial e injustificado de las obligaciones estipuladas en materia de productividad, conservación, inversiones, trabajos o ventajas especiales” 51 “YPF incorporó 309 millones de barriles a sus reservas” La Nación 27/11/2009 52 Herrero (2007)

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a Bridas de la familia Bulgheroni 53 . Este yacimiento de 2.725 km2 de extensión (casi 14 veces la Ciudad Autónoma de Buenos Aires) es el mayor yacimiento del país, tanto en extracción de petróleo (con el 13%) como en reservas (con el 30%). A pesar de restar una década de concesión, la empresa comenzó las negociaciones con el gobierno nacional y con las provincias de Chubut y Santa Cruz para la prórroga por 10 años. Para ubicarnos en el negocio que representa este yacimiento, se puede mencionar que en el año 2008, en promedio, Cerro Dragón extrajo petróleo por más de cuatro millones y medio de dólares por día. Sin embargo, la mayor parte de esta riqueza no se quedó en el país ya que Pan American Energy exportó el 88% del petróleo extraído desde sus concesiones del Golfo San Jorge. Como se mencionó, estas prórrogas se solicitan con 10 años de anticipación, lo que viola claramente el sentido de la ley que exige el control del “buen cumplimiento de las obligaciones”, imposible con tanto plazo de concesión por delante, ya que no solamente es imposible garantizar que en la década de contrato restante se cumplirán los compromisos asumidos, sino que en la fecha de la firma, ya se podía demostrar lo contrario. Mientras que se negociaba la prórroga, por ejemplo, la empresa Pan American Energy sufría la clausura de casi la mitad de sus pozos por parte de la Subsecretaria de Medio Ambiente de Santa Cruz, debido a falta de mantenimiento 54 . Entonces y gracias a la aprobación de la ‘ley corta’, las provincias de Chubut y Santa Cruz pasaron a negociar con un gigante energético como BP la prórroga del mayor yacimiento argentino. La consecuencia fue un acuerdo firmado en abril y junio de 2007, respectivamente, que permitirá a la empresa operar el yacimiento hasta el año 2047 55 . Esto fue posible ya que además de la prórroga hasta 2027 según la ley 17.319, la empresa se garantizó una nueva concesión por 20 años a partir de entonces, asociada con las estatales provinciales Petrominera (Chubut) y Fomicruz (Santa Cruz) 56 . El acuerdo exige realizar un monto mínimo de inversiones hasta 2027, aunque sin que los montos prometidos signifiquen un real compromiso para la empresa, y sólo regula las reservas para 2017 a nivel de apenas dos veces la extracción anual (por lo que se permiten menores reservas que en la actualidad, sólo dependiendo del ritmo de 53

54

55 56

Actualmente, el 50% de Bridas fue vendido a la petrolera estatal china CNOOC (China National Offshore Oil Corporation) en U$S 3.100PLOORQHV “Personal de la Delegación Zona Norte de Medio Ambiente se encontró con variadas problemáticas” Diario Crónica, de Comodoro Rivadavia, 20/06/2007. Santa Cruz además prorrogó por 10 años las concesiones de Piedra Clavada y Koluel Kaike. Ver un análisis de los puntos del acuerdo en NPEL (2007).

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extracción) 57 . Sin exigir una real redistribución de la renta petrolera, el acuerdo estipula un pago de 160 millones de dólares a Fondos Provinciales y de un 3% de sus ganancias adicional a las regalías. No se debe confundir esta erogación extraordinaria con un aumento de las regalías (que siguen en 12%, siendo de las más bajas del mundo) ya que para la misma se realizan una serie importante de descuentos 58 . Además, los compromisos están sujetos a una serie de supuestos que incluyen la libertad de exportar, el mantenimiento de las regalías y que el precio recibido por PAE no sea inferior al recibido en el primer trimestre de 2006 (unos 30 dólares por barril). En caso de una caída en el precio internacional o un aumento de las retenciones, la empresa no se encuentra obligada a cumplir con los acuerdos. Ni Chubut, ni Santa Cruz, y ni siquiera Argentina son formadores de precios del petróleo (más dependiente de la especulación internacional que de las fuerzas de mercado), por lo que las condiciones exigidas por la empresa no dependen de la voluntad argentina. Otro de los compromisos que realizó la empresa fue suspender sus reclamos contra el gobierno argentino presentados en el CIADI (Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones). A pesar de que la empresa declara que la renuncia al reclamo fue una “condición previa a la iniciación de las conversaciones” 59 , en sus estados contables figura claramente que la presentación fue utilizada para ‘chantajear’ a nuestro país: se informa a los accionistas que el abandono de los reclamos judiciales se haría “una vez que los acuerdos (...) quedaran definitivamente aprobados” 60 . Luego de firmado el acuerdo, PAE obtuvo el préstamo más grande en la historia de la Corporación Financiera Internacional, brazo inversor del FMI 61 . Como se mencionó, mientras que se negociaba la prórroga, Cerro Dragón multiplicó varias veces sus reservas declaradas, hasta el momento en que ésta se aprobó. Luego, las reservas se mantuvieron sin modificación. Esta prórroga resulta muy importante ya que, al ser el mayor yacimiento y por ende el más productivo y rentable de la Argentina, el acuerdo puso un techo de hecho a las posteriores negociaciones: ninguna empresa firmará en adelante peores condiciones ni mayores pagos que las requeridas a Pan American Energy en Cerro Dragón. 57 58

59 60 61

NPEL (2007). Impuestos a los Ingresos Brutos y al Valor Agregado, retenciones, regalías y gastos de transporte y almacenaje Pan American Energy op. cit. Pan American Energy, Estados Contables al 30/09/2009 en www.cnv.gov.ar Solari Yrigoyen (2008).

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En Octubre de 2008, la provincia de Neuquén procedió a prorrogar por 10 años las concesiones de Repsol en esa provincia 62 con similares cláusulas (aunque considerando un canon extra en caso de aumento del precio recibido por la empresa que no existe en el caso de Cerro Dragón). En ningún punto se tuvieron en cuenta ni los incumplimientos mencionados en el caso de Loma de la Lata ni la propia constitución provincial que prohíbe la entrega de concesiones. 2.3.4- ENARSA Luego de la desregulación y privatización del sector hidrocarburífero, Argentina y Bolivia eran los únicos países de la región que carecían de empresas petroleras estatales. Nuestro vecino logró recuperar Y.P.F.B. (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) y posteriormente nacionalizar los recursos hidrocarburíferos por lo que en la actualidad, nuestro país es el único con su petróleo en manos privadas (casi en su totalidad extranjeras). La creación de Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) en 2004 se presentó como el regreso de la participación estatal en el mercado hidrocarburífero. No obstante, la empresa nunca tuvo un papel importante en el sector. Lejos de la tradición de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (primera petrolera estatal del mundo y con presencia decisiva en todos los niveles del sector petrolero), la nueva empresa carece de la capacidad real de ser un jugador al menos ‘importante’ en el mercado energético, aunque desde su creación, se descubrió que ese papel nunca estuvo en los planes de la empresa. La ley de creación de ENARSA (25.943/04) le otorga a la empresa amplios objetivos que incluyen “el estudio, exploración y explotación de los Yacimientos de Hidrocarburos (...) el transporte, el almacenaje, la distribución, la comercialización e industrialización de estos productos y sus derivados, (...) la prestación del servicio público de transporte y distribución de gas natural, (...) generar, transportar, distribuir y comercializar energía eléctrica.” 63 . Según la propia empresa, su propósito fundacional

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Cerro Bandera, Señal Cerro Bayo, Chihuido de la Sierra Negra, El Portón, Filo Morado, Octógono, Señal Picada - Punta Barda, Puesto Hernández, que extraen el 9% del total del país. Pan American Energy y Petrobras cuentan participación en algunas de estas áreas por lo que también se favorecieron con esta prórroga. Art. 1 Ley 25.943/04.

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es ser “un instrumento de implementación de la política energética del Estado Nacional” y “recuperar (...) la capacidad estratégica de acción de un estado soberano” 64 . Sin embargo, cuando el ministro De Vido se presentó en el Congreso Nacional para explicar el proyecto, argumentó que la empresa sería muy reducida, y su personal “no superará las veinticinco personas, incluidos los directores” 65 . Queda claro que es imposible que una empresa con tanta escasez de recursos humanos cumpla de manera eficiente con los objetivos declarados en su creación. De ninguna manera una empresa de estas características puede coordinar una política energética integral ni transformarse en una empresa testigo del sector petrolero. Durante la sesión en Senadores que le dio la media sanción, los legisladores oficialistas se preocuparon en demostrar que la creación de ENARSA no era una “incursión estatista”, sino que se creaba una Sociedad Anónima que “compite de igual a igual, sin privilegios, asimetrías ni ninguna prerrogativa, pero tampoco ninguna ventaja” 66 . Como si se temiera la acción del Estado y la existencia de una sociedad anónima asegurara los beneficios del mercado. En este sentido, ENARSA no sólo es una sociedad anónima sino que abre su capital social tanto a las provincias (hasta el 12%) y al sector privado (hasta el 35%) sin que se explique en ningún momento de dónde provienen estas proporciones ni que quede muy clara la necesidad de asociarse con el capital privado. Paralelamente la ley le transfiere a ENARSA la titularidad de los permisos de exploración sobre la totalidad de las áreas marítimas nacionales que no se hayan concesionado. Es decir, al entregarse a la empresa todas las áreas del Mar Argentino, se transfiere al sector privado, de forma gratuita, el 35% de las áreas con mayores perspectivas de exploración petrolera del país. Ante esta falta de recursos (no sólo monetarios sino también humanos), ENARSA se transformó en una oficina de negocios, encargada de realizar todas las licitaciones del área energética. Con las áreas más promisorias del Mar Argentino, la empresa firmó permisos de exploración con empresas como Repsol, Petrobras o la chilena Enap Sipetrol. Estas licencias fueron secretas (ya que sus detalles no fueron difundidos sino mucho tiempo después) y significaron la entrega de esas zonas a manos de empresas

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ENARSA (2009). Exposición del ministro De Vido el 03/08/2004 ante las comisiones de Minería, Legislación General y de Asuntos Administrativos del Senado. Versión taquigráfica, Senado de la Nación, 11/08/2004. Discurso del senador Fernández, Versión taquigráfica, Senado de la Nación, 11/08/2004.

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extranjeras y sin licitación alguna. El área que está más avanzada es la llamada E2, ubicada frente a las costas santacruceñas. ENARSA sólo aportó la titularidad de las áreas, y sus socios se harán cargo de las inversiones, que serán reintegradas en caso de encontrar petróleo. Además de estas áreas off shore, cuenta con presencia en tres permisos de exploración en la provincia de La Pampa. Su participación en todas estas concesiones es ampliamente minoritaria, sin ser el operador de ninguna. Por tanto, no es quien toma las decisiones relevantes de inversión, extracción o agotamiento. En caso de encontrar petróleo, no podrá decidir su destino, ni la tecnología necesaria para permitir una conservación racional del yacimiento. Por las leyes actuales, los concesionarios pueden decidir exportar el petróleo encontrado, sin que ENARSA pueda hacer nada al respecto. Actualmente se anunció una ronda de licitaciones de concesiones en casi 120.000 km2 de Mar Argentino. Totalmente distinto es el caso de Brasil, donde Petrobras es el operador de las áreas licitadas y quien toma las decisiones según los intereses nacionales. En vez de tomar un papel activo en la búsqueda y extracción de hidrocarburos, ENARSA sólo licita concesiones y entrega áreas a empresas privadas, cuyos pésimos manejos de los recursos nos llevaron a la situación actual. El modelo que se toma no es el de Y.P.F. ni el de Petrobras (también con participación privada) sino el de la empresa pública Sonangol de Angola que se limita a crear Unión Transitoria de Empresas (UTE) con las multinacionales extranjeras 67 . Siguiendo este criterio, ENARSA se encargó de realizar múltiples licitaciones de obras públicas energéticas como el proyecto del Gasoducto del Noroeste Argentino, la construcción de centrales de generación (como las de Brigadier López en Santa Fe y Ensenada de Barragán en Buenos Aires) o el denominado ‘Energía Delivery’ que instaló trece centrales térmicas de pequeño porte. Además, tiene a su cargo diversos planes y proyectos que anteriormente dependían del Ejecutivo como la compra de gas natural desde Bolivia, la construcción de una Planta de Inyección de Propano, la provisión de gas natural licuado en los meses invernales, la ampliación del Gasoducto del Sur o la compra de gasoil y su venta a precios subsidiados para el reemplazo de gas natural. Todas estas tareas, sobre algunas de las cuales volveremos más adelante, son responsabilidad del Ministerio de Planificación y nada tienen que ver con la actividad de una empresa energética. Si bien muchas de estas medidas son importantes para el

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Herrero (2006)

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funcionamiento del sector energético argentino, de ninguna manera necesitaban la participación de ENARSA sino que podrían haberse tomado directamente desde el Poder Ejecutivo. Es decir, se sigue sin comprender el papel de ENARSA más que como ‘sello de goma’. En donde sí se observa una activa participación de ENARSA es en el ámbito del transporte de energía eléctrica. Cuando Petrobras compró los activos del grupo nacional Pérez Companc, se incluyó dentro del paquete el 50% de la empresa Transener, concesionaria del transporte de energía eléctrica de alta tensión. Como requisito para la aprobación de la fusión, la brasileña debió vender esta participación ya que era incompatible con sus activos en generación y distribución. Su lugar fue ocupado por ENARSA y Electroingeniería en partes iguales, con lo que se generó la vuelta del Estado Nacional a la gestión del transporte de energía desde las privatizaciones. Merece una mención aparte la participación de ENARSA en Venezuela. Además de encargarse de la importación de gasoil venezolano para reemplazar el gas natural argentino en época invernal y de la creación de una empresa conjunta que sólo llegó a abrir dos estaciones de servicio, la argentina cuenta con varios proyectos en común con PDVSA. El más importante es la participación que la venezolana le otorgó en el Bloque 6 “Ayacucho” de la Faja Petrolífera de Orinoco. Para esto se creó una empresa mixta entre PDVSA y ENARSA con una participación del 60% y 40% respectivamente. En la actualidad está prácticamente completo el proceso de certificación de reservas, que se estiman entre 450 a 500 millones de metros cúbicos de crudo. Es decir, en un sólo pozo más que todas las reservas argentinas a 2008 (400 millones de metros cúbicos). No obstante, entendemos que es un error considerar la participación de ENARSA en este yacimiento como ‘reservas argentinas’ 68 ya que todo el petróleo encontrado corresponde por soberanía a Venezuela. La empresa argentina apenas cuenta con una concesión que de ninguna manera significa la propiedad de los recursos. Si se mantiene esta lógica, esas reservas serían las únicas reservas argentinas, ya que los yacimientos existentes en suelo nacional serían ‘españoles’, ‘brasileños’ o ‘ingleses’ según se encuentren en concesiones de Repsol, Petrobras o Pan American Energy.

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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).

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Además, cabe aclarar que el otorgamiento a ENARSA de una participación en un yacimiento tan importante por parte de la petrolera venezolana, así como el resto de los proyectos en común, se relacionan íntimamente con los planes de integración energética en la región por parte del gobierno venezolano ya que la argentina nada tiene que ofrecer ni técnica ni financieramente. En este sentido, PDVSA funciona como una herramienta de política exterior venezolana para América Latina, con una estrategia de privilegiar la integración antes que el beneficio. A diferencia de la fuerte transnacionalización de la empresa dirigida a los países desarrollados, la estrategia de la empresa para Latinoamérica es el acercamiento hacia las petroleras estatales otorgando grandes beneficios 69 . Por su parte, la apertura del capital accionario de YPF por parte de Repsol a capitales argentinos y su posible salida a la bolsa (postergada por la crisis financiera internacional), fue mostrada mediáticamente como una ‘argentinización’ de la empresa. No obstante, no se debe confundir este cambio accionario con una revalorización de los intereses argentinos en el funcionamiento de la empresa ni con el proceso de recuperación de la empresa petrolera boliviana. Para empezar, los nuevos accionistas siempre permanecerán en minoría: 15% el grupo Petersen & Thiele de Eskenazi (25% si es que compra el 10% según se acordó) y 20% flotaría en las bolsas de Buenos Aires y Nueva York. Se podría argumentar que con una presencia de este tipo, será posible un mayor ‘control argentino’ en las decisiones de YPF. Sin embargo, existen varias incongruencias en ese planteo. Primeramente, el hecho de que existan accionistas argentinos, no significa que se defiendan intereses nacionales. Desde la privatización de Y.P.F., el propio Estado argentino mantiene un miembro en el directorio de la empresa (gracias a la acción de oro), sin que haya el menor beneficio para el país ya que no se sabe qué acciones tomó este representante para interrumpir el deterioro de la empresa y la falta de inversiones. Además, en caso de que los nuevos accionistas quisieran invertir en el país, se encontrarían seriamente comprometidos financieramente. Esto es así, ya que Eskenazi deberá afrontar un préstamo que le permitirá el pago del 14,9% de YPF (1.235 millones de dólares), en parte a la propia Repsol. Para su cancelación, desde la entrada de

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Ver un análisis de la transnacionalización de PDVSA en Mansilla (2008a).

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Petersen, YPF realizó un fuerte programa de pago de dividendos que disminuye las deudas de Eskenazi pero descapitaliza a la empresa. Repsol, mientras tanto, sumando estos cobros a las extraordinarias ganancias obtenidas en YPF, obtendrá más de los 15.000 millones de dólares gastados en 1998, manteniendo además el control de la empresa. Con estos fondos, la empresa invertirá en sus “activos estratégicos con alto crecimiento y alta rentabilidad” en el Golfo de México, las costas de Brasil y el Norte de África. Es decir, esta venta accionaria lejos de ser una ‘nacionalización’ o ‘argentinización’ en una clara ‘reprivatización’ de YPF. 2.3.5- Los planes Petróleo y Gas Plus Como se mostró, las reservas argentinas de petróleo y gas llegaron a una situación crítica en los últimos años. La falta de inversión heredada de la desregulación y privatización de Y.P.F. fue continuada luego de la devaluación, más allá de cierto crecimiento relativo en los últimos años. Esto se mantuvo a pesar del aumento del precio internacional, que si bien no fue retribuido en su totalidad a las petroleras debido a la existencia de las retenciones, hizo crecer el monto reconocido por el petróleo, llegando a valores mayores a los existentes durante la Convertibilidad y que superan los costos por barril. Una de las principales medidas de presión por parte de las empresas en pos de un aumento del precio del petróleo fue el abandono de las inversiones. Se mencionó que luego de la devaluación, las empresas continuaron con un nivel mucho menor de inversiones de riesgo que el existente antes de la privatización. Pero además, comenzaron a limitar todas sus inversiones y disminuir la perforación de pozos para explotación, logrando así que provincias y sindicatos apoyaran sus reclamos de mayores ingresos, ya que la menor inversión disminuiría tanto los trabajadores contratados como el pago de regalías. En vez de sancionar a las empresas petroleras por los incumplimientos de sus obligaciones, el congreso nacional aprobó en octubre de 2006 un régimen promocional para el sector hidrocarburífero. Este régimen, creado por la Ley 26.154, otorgó importantes beneficios fiscales para que las empresas petroleras realizaran inversiones. Entre los beneficios se incluía la devolución anticipada del IVA, la amortización acelerada de las inversiones a fin de abonar un menor monto por impuesto a las ganancias y la exención del pago de derechos de importación (totalmente opuesto a una política de ‘compre nacional’ que permita desarrollar una industria competitiva en 50

nuestro país). Los beneficios fiscales otorgados son similares a los existentes en el Régimen Minero de 1993 70 . A cambio, las empresas deberían asociarse con ENARSA sin que la ley estipulara en qué porcentaje, aunque se entendía que el mismo sería minoritario 71 . Es decir, el Estado financiaría parte de las inversiones de las grandes petroleras (ya que la menor erogación de impuestos es equivalente a un aporte por parte de todos los argentinos) sin recibir participación en las ganancias. Aunque este beneficio corresponde únicamente para inversiones de riesgo que buscan nuevas reservas, el hecho de que no se controle la información suministrada por las empresas hace que las mismas presenten como inversiones en exploración pozos que no son sino perforaciones en reservas conocidas. Esto hace que este ‘subsidio’ financie también perforaciones que no encuentran nuevas reservas sino que sólo aumentan la posibilidad de extracción de las petroleras. Esto se ve reforzado por el hecho de que se permita, mediante la ‘subdivisión’ de las concesiones, que áreas ya en producción, entren al régimen. A diferencia de todos los países del mundo, incluyendo países ‘liberales’ que nuestra derecha suele poner como ejemplo (entre otros, Canadá), que aumentaron su presión fiscal sobre el petróleo a fin de apropiarse de parte de la renta extraordinaria generada por el aumento del precio internacional, Argentina otorga facilidades impositivas a las petroleras, con las que ninguna pyme cuenta. En el año 2006, también fue lanzado el plan Energía Plus por el cual los grandes consumidores de energía eléctrica debían abonar a los generadores mayores tarifas si deseaban consumir más energía que el año anterior. De esta manera, se buscaba incentivar que las generadoras aumentaran su potencia gracias a las mayores tarifas pagadas por las grandes empresas. Buscando repetir esta estructura, en el año 2008 se creó el Programa Gas Plus (Resolución 24/2008) para aumentar las reservas gasíferas que habían disminuido considerablemente. Según este plan, las empresas que invirtieran en obtener nuevas reservas de gas natural recibirían un mayor precio por el gas despachado. Uno de los objetivos del programa era incentivar el desarrollo de reservas no tradicionales de gas natural (como el llamado tight gas o arenas compactas, ubicadas en reservorios de baja 70 71

Ortiz y Schorr (2007). “La participación de ENERGÍA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA (ENARSA) en los resultados producto de las actividades comunes que se realicen en el marco de la asociación que integre deberá guardar una relación razonable respecto de las obligaciones asumidas y contribuciones realizadas por ella” Art. 4° Ley 26.154.

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permeabilidad que impiden su extracción con técnicas habituales). En este programa se encuentran aprobados proyectos de Pan American Energy, Repsol, Apache Energy entre otros 72 . Posteriormente, se lanzaron los programas Petróleo Plus y Refino Plus 73 con similares objetivos. Mediante Petróleo Plus se busca incentivar la extracción de petróleo, otorgando un incentivo a la extracción que supere el nivel del primer semestre de 2008. Este incentivo se recibirá sobre la totalidad de la extracción. Una vez por año, se controlará que las empresas que reciben el subsidio hayan mantenido un nivel de reposición de reservas que supere el 80% 74 . Es decir, se estará abonando un precio superior al de mercado a petroleras que disminuyan sus reservas. El plan Refino Plus, por su parte, otorga subsidios a la creación de nuevas refinerías o al aumento de la capacidad instalada en las ya existentes. Según el ministro De Vido, el programa Petróleo Plus traería inversiones por 8.570 millones de dólares en el sector, “incrementando la oferta energética, agregando valor a las exportaciones, desarrollando actividades que permitirán mayor actividad económica y más energía para acompañar el crecimiento de la Argentina” 75 . La gran falencia de estos programas es que en ningún momento se analizan los costos de las empresas. Consideramos correcto que se subsidie la inversión en reservas que sólo se pueden desarrollar a valores mayores que los existentes actualmente (pero inferiores a los de importación). El problema es que en ningún momento estos planes controlan que esos proyectos necesiten el subsidio estatal para su realización y no que los precios reconocidos sean suficientes, por lo que el subsidio se transforma en ganancia extraordinaria sobre la importante renta petrolera apropiada. Asimismo, en ningún punto de la reglamentación se controla que las inversiones que se están subvencionando sean superiores a las ya comprometidas por los contratos de concesión. Así es como el Estado Nacional financiará parte de las inversiones que Repsol había prometido en la prórroga de su concesión de Loma de la Lata. A pesar de los grandes incumplimientos en que incurrió Repsol en esta concesión (mencionados anteriormente) el Estado premia a la empresa con mayores ingresos en vez de castigar las irregularidades. 72

Schneider (2008) Decreto 2014/08 74 Lo que significa que de cada diez barriles extraídos, se encuentren reservas por ocho, por lo que las reservas disminuyen en dos barriles. 75 Parte de Prensa del Consejo Federal de Inversiones (CFI) del 12/11/2008. 73

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Al no ser revisados los costos y ganancias de las empresas, y al otorgarles subsidios y aumentos de precios indiscriminados, se están transfiriendo ganancias extraordinarias a las empresas petroleras directamente de las arcas fiscales. Además, se cede al reclamo de las empresas, reconociendo que los precios del petróleo, a pesar de ser varias veces superiores al costo informado por las propias empresas, no alcanzan para sostener nuevas inversiones. De esta forma, se busca justificar la extraordinaria caída de inversiones, reservas y extracción en el accionar del Estado por no reconocer a las empresas el precio internacional, desligando de toda responsabilidad a las petroleras, que no cumplen sus obligaciones aún cuando obtienen grandes ganancias.

3- TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL En este capítulo, analizaremos las características del sector gasífero, haciendo hincapié en el denominado downstream que incluye la distribución y el transporte y dejando afuera la parte de extracción y reservas (upstream) que fuera explicitada anteriormente. 3.1- Privatización de Gas del Estado Como se describió al revisar la historia de los hidrocarburos en Argentina, a comienzos de la década de los noventa, el sector estaba bajo el monopolio de la estatal Gas del Estado que se encargaba del transporte y la distribución del gas natural, quedando la extracción en manos de Y.P.F. La desregulación del sector hidrocarburífero modificó el upstream, pero el Estado continuó monopolizando el resto de las etapas. No obstante, se empezaron a preparar las bases para la privatización de Gas del Estado con medidas como la alineación del precio del gas natural con el precio internacional del petróleo. La estatal se encontraba dentro de las empresas a pasar al sector privado, a pesar de no presentar

ninguno de los vicios del Estado

sobredimensionado y sus ´empresas ineficientes`, denunciados tanto por la administración menemista como por los medios masivos de comunicación. En 1991, se dictó el decreto Nº 48 que ordenó la privatización de Gas del Estado a pesar de contar con balances positivos e indicadores positivos de eficiencia. En 1992, se aprobó la Ley N° 24.076/92 de privatización de Gas del Estado, creando un nuevo marco regulatorio para la actividad. Mientras que la extracción se 53

desregulaba, dejando libre al ‘mercado’ para la determinación de los precios, las etapas de transporte y distribución se reconocían como monopolios naturales, por lo que se mantenían la regulación por parte del Estado para tratar de hacer llegar a ese mercado monopólico a las condiciones de competencia. La propia ley creó el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) encargado de controlar al sector y estipular las tarifas de las privatizadas (y no los precios de mercado). De dominar todos los aspectos del sector gasífero, el nuevo papel del Estado quedó limitado a 76 : •

Garantizar que se proporcionen los servicios, en calidad y cantidad adecuada y que, además, tengan continuidad en el tiempo.

•

Asegurar la universalidad del servicio, o al menos promover un acceso en condiciones igualitarias a todos los habitantes bajo el intento de que las carencias no sean significativas.

•

Administrar con prudencia los bienes comunes, como son los recursos naturales, de modo tal de no producir ni su despilfarro, ni su agotamiento, a fin de asegurar su disponibilidad (y/o su reemplazo por otro recurso similar) a las generaciones futuras.

•

Prevenir distorsiones graves en materia de equidad y/o de beneficio social que pudieran producirse a partir de una inadecuada operación de los servicios o de las mismas condiciones restrictivas y/o monopólicas bajo las cuales se presta el servicio. Con su privatización, Gas del Estado fue transformada en dos empresas de

transporte y ocho de distribución. Cada una de estas empresas recibió una licencia por 35 años, con opción a 10 más. Los activos de transporte fueron divididos, geográficamente, en dos sistemas de gasoductos troncales, el Norte y el Sur, con el fin de que ambos sistemas tuvieran acceso tanto a las fuentes de abastecimiento de gas como a los principales centros de demanda. 77 El esquema implementado en el sector energético propuso poner fin al monopolio estatal en la prestación de servicios, proponiendo un sistema de mayor competencia en los mercados con el objetivo de lograr una mayor eficiencia y un mejor aprovisionamiento de los servicios a los usuarios. Pero la privatización de Gas del Estado no buscó esa ‘mayor competencia’ sino que, debido al marco regulatorio, a las

76 77

Ver Ley N°24.076. Ver mapa en Anexo.

54

cuestiones geográficas de ubicaciones de las cuencas y al trazado de los gasoductos troncales existentes, las condiciones permitieron la maximización de las ganancias de las concesionarias. La supuesta ‘competencia por comparación’ que se pretendía llevar a cabo fue impracticable ya que además del alto grado de concentración de la oferta, la industria del gas quedó subdividida en dos sistemas de producción-transportedistribución definidos geográficamente y emparentados internamente por la presencia simultánea de fuertes grupos económicos en cada etapa como Repsol, Techint y Pérez Companc (Petrobras luego del año 2000). Esta concentración, centralización e integración vertical de las empresas del sector infringe claramente lo estipulado en la Ley 24.076, pero fue permitida como una forma de garantizar al Estado un mayor ingreso por la venta de la empresa estatal. 78 Resulta interesante mencionar los bajos precios a los que el Estado transfirió los activos de Gas del Estado al sector privado. La urgencia por conseguir divisas para poner en marcha el nuevo plan económico de caja de conversión, llevó a que las empresas adquirieran los activos al 70-90% de su valor real. 79 Los montos obtenidos por la privatización fueron realmente bajos, tanto si se los compara con los valores de reposición (calculados por una consultora extranjera) 80 como por el tiempo en que las empresas recuperaron los montos invertidos. Gracias a las ganancias extraordinarias que garantizaba el Marco Regulatorio, al haber obtenido un mercado cautivo de un servicio básico como el gas natural y sin necesidad de inversiones de riesgo, las empresas obtuvieron rápidamente las ganancias suficientes para cubrir lo invertido. Las transportistas necesitaron menos de 4 años para recuperar lo pagado al Estado, mientras que las distribuidoras lo hicieron en menos de 7 años a pesar de contar con la concesión por muchos años más. Al igual que en otras privatizaciones, el Estado estipuló aumentos previos en el precio del gas natural de boca de pozo, para que la compra de las empresas por parte del sector privado fuera más rentable, garantizando así mayores beneficios. Medido en dólares de 1990 (para permitir una correcta comparación) se pasó de un costo de U$S

78

Para ver más en detalle el rol de los grupos económicos, su conformación y su poder en la industria del gas véase Koszulj (2004), Azpiazu (2002). 79 Pistonesi (2001) 80 Kozulj (1993)

55

0,62 MMbtu 81 en 84-89, a U$S 0,88 MMbtu en 90-92, y luego la misma aumentaría a U$S 0,90 MMbtu en 1993 (tarifa ya regulada por el ENARGAS). 82 En cuanto al comercio exterior de gas natural, es importante tener en cuenta que el nuevo Marco Regulatorio permite con total libertad la importación de gas, pero en cuanto a las exportaciones, las mismas quedan sujetas a aprobación en tanto no afecten el abastecimiento interno. No obstante, en la práctica se autorizaron automáticamente grandes proyectos de exportación de gas natural por medio de los trece gasoductos creados específicamente para esto, a pesar de que las reservas cayeron durante toda la década. Como se verá más adelante, las exportaciones recién fueron limitadas cuando el faltante de gas en el mercado interno fue insostenible, al punto que se procedió a importar gas de Bolivia antes de disminuir las exportaciones a Chile. Es interesante señalar que el contrato con Bolivia, por ejemplo, fue renegociado a precios mucho menores que los que rigieron en el pasado, con lo cual una de las mayores causas de las dificultades financieras de Gas del Estado quedaron resueltas en 1992-1993. Tanto las importaciones como las exportaciones de gas natural, van a influir en las estrategias de expansión del sistema, con la creación por ejemplo de nuevos gasoductos de exportación. El comercio exterior de gas natural va a tomar mayor relevancia luego de la devaluación del tipo de cambio en el año 2002, donde las tarifas de exportación en dólares (y no reguladas) van a empezar a representar una mayor proporción de los ingresos para las empresas. Como consecuencia de la desregulación y el nuevo marco regulador generado con la privatización de Gas del Estado, el Estado argentino quedó cumpliendo la función de ‘regulador’ de la actividad de las empresas privatizadas (más claramente en las etapas de transporte y distribución) y no el de planificador. Únicamente participa para autorizar o desautorizar las exportaciones, tema que va a tomar mayor relevancia a partir del 2004, cuando se hará más evidente la escasez de dicho recurso. En cuanto a la demanda de gas natural, la misma aumentó notablemente a lo largo de la década. La demanda interna a nivel general aumentó en un 38% de 1993 al 2001, pasando de un consumo local de 64 millones de m3/día en 1993 a otro de 88,5 millones de m3/día (en el 2000 se había llegado al máximo de 91 millones de m3/día). Dicho aumento es explicado principalmente por el mayor volumen demandado por las usinas eléctricas cuyo incremento en dicho período se dio en 13,5 millones de m3/día, 81 82

MMbtu se refiere a Millón de BTU (unidad británica de medición de gas natural) Kozulj (2000)

56

seguidas por el aumento de las industrias (5,2 millones de m3/día), de los residenciales, los comerciales y el GNC (con aumento de 3,8, 2,5 y 0,5 millones de m3/día respectivamente). 83 Pero este incremento en la demanda interna no estuvo acompañado por inversiones que aumentaran la estructura de transporte y distribución recibida de Gas del Estado. Desde el gobierno argentino, existió la concepción de que la expansión del abastecimiento sería asegurada de modo automático por la alta rentabilidad que les generaría a las empresas, pero ante la falta de una regulación sobre las inversiones obligatorias, la expansión del sistema si bien creció notablemente, no respondió a las previsiones de demanda a largo plazo. 84 Mientras se construían grandes gasoductos para la exportación de gas, las empresas transportistas no crearon nuevos gasoductos pensando en el mercado interno; sólo se agregaron loops o plantas compresoras, inversiones mucho menores que simplemente aprovechaban los activos recibidos de Gas del Estado. Teniendo en cuenta la localización de la demanda insatisfecha, la cual se vio incrementada año tras año, las empresas optaron por aprovechar las instalaciones ya heredadas de Gas del Estado realizado inversiones de menores riesgos. En el caso de los habitantes localizados en las provincias del noreste del país, los que no tienen acceso a las redes de transporte y distribución de gas natural, no resultaba ‘rentable’ para las empresas la construcción de nuevos gasoductos y redes de distribución. El marco regulatorio vigente, por su parte, no las obligaba a realizar tales inversiones (más riesgosas). Sólo el Estado, quien no busca una ganancia sino un beneficio social, podría hacer suplir esta demanda insatisfecha. Cabe mencionar que en estas provincias, las que presentan los mayores índices de pobreza del país, los usuarios deben pagar el gas que consumen (gas licuado del petróleo, conocido como garrafa) a un precio superior al gas natural por redes. En cuanto a la ampliación de las redes de distribución, necesaria por el aumento de la demanda en los centros de consumo, la misma se realizó con fuerte financiamiento de los usuarios, quienes recuperaron tan sólo una parte del costo de la inversión transferida obligatoriamente a las compañías de distribución.

83

Ver Tabla Nº I y Gráfico Nº V del Anexo con evolución de la demanda de consumo local de gas natural. 84 Koszulj (2005)

57

En relación a las tarifas de gas natural, el esquema implementado tras la reforma del sector se propuso modificar algunos conceptos básicos, argumentando que los niveles tarifarios previos no reflejaban los costos; las tarifas eran de naturaleza política (por objetivos antiinflacionarios y/o redistributivos); contenían muchos y elevados impuestos y eran diferenciadas por tipo de usuario más que por tipo de servicio; existían subsidios cruzados entre diversos tipos de usuarios y existía una total indefinición del mercado mayorista del gas 85 . Entonces, tras la reforma, la tarifa a pagar por el usuario final quedó compuesta por: el costo del gas (pagado a la empresa ‘productora’), la tarifa de transporte y la de distribución. Este mecanismo (conocido como pass-through) permite que todo cambio en el precio del gas en boca de pozo o en las tarifas de transporte y distribución sea trasladado íntegramente al consumidor final. Las tarifas de transporte y distribución quedan estipuladas por el ENARGAS, adoptando el sistema de price cup o precio máximo ajustable semestralmente por PPI (Producer Price Index - Índice de Precios al Productor de Estados Unidos) y por un factor de productividad. Dichas tarifas son revisadas cada 5 años, y allí se decide si deben ser modificadas o no. Se crea un ‘sistema abierto’ o de open season en donde las empresas ofertan la capacidad disponible de gas natural en la red de transporte y en la red de distribución. El ente regulador debe garantizar a los transportistas y distribuidores que operen de manera adecuada, la obtención de ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos razonables del servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable (en el sentido de rentabilidad que se podría obtener en otras actividades de riesgo comparable, debiendo además guardar relación con una cierto grado de eficiencia y, por ende, de prestación satisfactoria de los servicios). En lo referente al PPI, dado que la variación del índice fue mayor a la variación de precios internos durante la Convertibilidad, las empresas de transporte y de distribución se vieron beneficiadas con dicho ajuste, que iba en contra de la prohibición de indexación dictada por la ley de Convertibilidad. El precio del gas en boca de pozo fue desregulado en 1994 (antes era estipulado por el ENARGAS), quedando en manos del ‘mercado’, a diferencia del gas importado de Bolivia, cuyo costo fue concertado en negociaciones entre ambos países. En cuanto a las tarifas finales, la evolución fue muy distinta según los diferentes sectores. Mientras

85

Ver ENARGAS, Informe 1993, capítulo VI.

58

que el Índice de Precios Mayoristas (IPIM) subió un 15,8% entre marzo de 1991 y junio de 2001, la tarifa para las pequeñas empresas subió un 23,8%. En cambio, para los Grandes Usuarios, el aumento fue de 11,3% para los usuarios que contrataban gas en firme (es decir, que se garantizan el suministro) y de apenas el 6,3% para las empresas ‘interrumpibles’ (es decir, las grandes empresas con capacidad de reemplazar el gas natural por combustibles líquidos en los meses de invierno). Para los usuarios residenciales el aumento de tarifa, en promedio, en el mismo período fue del 127% (contra un 58% del Índice de Precios al Consumidor) 86 . Es decir que el funcionamiento ‘de mercado’ significó un castigo para los consumidores cautivos que no fueron capaces de reemplazar al gas natural. Para los hogares y las pequeñas empresas, la tarifa de gas natural aumentó mucho más que el resto de los artículos (medidos por el Índice de Precios al Consumidor o Mayorista, respectivamente). En cambio, las mayores empresas con grandes consumos de gas que les permitía modificar sus procesos productivos para utilizar otros energéticos, tuvieron la posibilidad de negociar el precio, obteniendo un aumento de apenas 6% en 10 años. Como conclusión de esta etapa, la privatización de Gas del Estado cambió el monopolio del estado por un oligopolio de unos pocos grupos económicos con una fuerte integración vertical, aunque con cierta regulación por parte del Estado, sobre todo en lo que se refiere a tarifas. Las mismas beneficiaron a los consumidores grandes y con capacidad de reemplazar el consumo de gas, castigando con grandes aumentos a los pequeños consumidores. Los objetivos de maximización de beneficio a corto plazo de las empresas, llevaron a bajos niveles de inversiones y a mayores niveles de exportaciones del recurso. Queda claro que el gas natural ha dejado de tener la importancia estratégica que tenía en las décadas anteriores, donde era totalmente regulado por el Estado cuyo objetivo era garantizar su uso y permitir la apropiación pública de su renta. 3.2- El gas natural desde la devaluación Luego de la devaluación y de la Ley de Emergencia Pública, se rompió la estructura regulatoria de la década de los noventa, y no se generó una nueva estructura normativa. A partir de ese momento, el Estado fue generando una serie de medidas para solucionar los problemas del sector, cada vez que sucedían. La intervención del Estado 86

Azpiazu y Basualdo (2004)

59

en este período se distinguió claramente de la de los primeros años del sector, donde la presencia estatal fue dominante, pero también se separó de la larga década privatizadora en donde el papel del Estado se reducía a socorrer al mercado. Si bien actualmente se observa una fuerte intervención estatal en el sector, la misma no se realiza dentro de una planificación, sino que va detrás de las necesidades y los inconvenientes. A la fecha no se ha reemplazado el aparato regulatorio anterior, ni renovado o reemplazado los contratos con las empresas del sector, a pesar de haberse previsto su finalización para junio de 2002. 3.2.1- Las modificaciones regulatorias En enero de 2002, la Ley de Emergencia Pública rompió con el régimen instaurado por el gobierno de Menem, lo que significó el abandono del tipo de cambio fijo. A su vez, generó la pesificación y el congelamiento de las tarifas de transporte y distribución y del precio del gas natural de boca de pozo. Esto estableció una modificación en los contratos de licencia de las prestadoras de los servicios de transporte y distribución. Luego de la pesificación, las tarifas fueron estipuladas por la Secretaría de Energía rompiendo con el modelo de pass-through implantado con las privatizaciones. Con el congelamiento de las tarifas de los servicios de transporte y distribución de gas natural, las empresas se vieron imposibilitadas para traspasar sus mayores costos a los consumidores finales (no siendo así la situación para las empresas extractoras). Dado que la pesificación redujo fuertemente sus ingresos en dólares, las empresas del sector reclamaron la renegociación de sus contratos y la ‘seguridad jurídica’ perdida. El Poder Ejecutivo creó la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (UNIREN) con el objetivo de realizar la renegociación de esos contratos. Si bien la fecha límite original para su terminación era junio de 2002 (según el Decreto 293/02), este plazo fue prorrogado en múltiples oportunidades. Muchas empresas comenzaron a renegociar sus tarifas con la UNIREN, reclamando el ajuste tarifario que planteaban las licencias. Pero, además de los pedidos formales realizados por las empresas, las mismas comenzaron a presionar por otros medios: el no cumplimiento de las inversiones y el abandono total de la exploración. Esto, sumado a la creciente exportación de hidrocarburos, será el motivo de la escasez de gas natural. La opinión de las empresas fue sintetizada por la Asociación de Distribuidores de Gas (ADIGAS). La cámara sostuvo que: “Las empresas distribuidoras y 60

transportadoras de gas natural, nucleadas en Adigas, han logrado que la Argentina cuente hoy con una de las industrias del gas más moderna, sólida, eficiente y competitiva del mundo. Sin embargo, todos estos logros se ven seriamente amenazados como consecuencia de la crisis del año 2002 provocada por los cambios en las reglas de juego, el congelamiento y pesificación de las tarifas, a lo que se suma el endeudamiento del sector que asciende a 2.400 millones de dólares, y que fue asumido para poder realizar las inversiones adicionales.” 87 Primeramente, recordando lo sucedido luego de la privatización de Gas del Estado, se descubre que a pesar de lo sostenido por la cámara, si Argentina cuenta con una significativa industria gasífera, se debe al esfuerzo de todos los argentinos por medio de sus empresas estatales, sin que los miembros de Adigas hayan contribuido con inversiones de riesgo. Pero más discutible aún es el planteo de que la pesificación de las tarifas provoca, tanto el posible default de las empresas, como la cancelación de las inversiones. En cuanto al fraccionamiento y distribución de Gas Licuado de Petróleo, conocido como ‘garrafa’, como nunca fue regulado por el Estado después de la privatización, con posterioridad a la devaluación, el precio del GLP aumentó mucho más que la tarifa de gas natural. Como la garrafa es el combustible utilizado por los sectores con menores ingresos de la sociedad y ya durante la Convertibilidad su precio era superior al del gas natural, esta ‘libertad de precios’ significó una distribución más regresiva. En 2005, se creó por la Ley 26.020 el Marco Regulatorio del GLP que sostiene a la industria como de ‘interés público’, negándole el carácter de ‘servicio público’ que hubiera significado su control por parte del Estado, reemplazando su precio por tarifas. Los ingresos ‘no regulados’ provenientes del gas licuado de petróleo comenzaron a ser parte importante de las ganancias de las concesionarias de gas natural (fundamentalmente TGS) cuando anteriormente era visto como un negocio marginal. Ciertas empresas como Gas Natural Ban, Gasnor, Camuzzi Gas Pampeana, Gamuzzi Gas del Sur, Litoral Gas, Ecogas Cuyana, Ecogas Sur, TGS y Metrogas, llegaron a acuerdos transitorios, a través de los cuáles sus tarifas se vieron corregidas transitoriamente. Otras empresas iniciaron acciones legales en el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), tribunal arbitral constituido en el seno del Banco Mundial, para proteger las inversiones de empresas trasnacionales.

87

Adigas (2003)

61

Finalmente, las presiones de las empresas (tanto las prestadoras de servicio de distribución como las encargadas de la extracción) por un aumento de tarifas, llevaron al país a la supuesta crisis energética que pretendían que se desencadenara en 2004. 3.2.2- La ‘crisis’ como presión En febrero de 2004, nuestro país sufrió un inusual recorte en el gas abastecido, dado que se trataba de un mes estival, de reducido consumo. Esta situación repercutió en el invierno de 2005, cuando se registraron nuevos cortes de suministro. Las empresas acusaron a los bajos precios y al intervencionismo estatal de imponer tarifas ‘políticas’ que no cubrían los costos económicos al tiempo que incentivaban un consumo desmedido de gas natural. Argumentaban que el nivel de rentabilidad postConvertibilidad no les permitía invertir para asegurar el abastecimiento de los mercados. Como se describió anteriormente, este discurso fue el justificativo para una descomunal caída de reservas de gas natural desde la devaluación. Este punto de vista de las empresas fue compartido por numerosos ‘analistas’ que lo presentaban a la opinión pública. Como ejemplo, un ex Secretario de Energía opinaba que “no era de extrañar que la producción de gas natural empezara a mostrar signos de estancamiento y que las reservas siguieran cayendo a un ritmo vertiginoso. Los nuevos precios controlados alentaban el consumo de gas natural, pero no remuneraban los costos económicos de la oferta y de la infraestructura” 88 . Ésta era la visión de numerosos centros de opinión vinculados con las empresas y las políticas neoliberales 89 . El hecho de que las empresas pugnen por mayores ingresos no debe sorprendernos, ni tampoco corresponde criticar a una empresa privada por tener la actitud de un agente económico privado; lo que “sí debe criticarse es que las empresas cometan incumplimientos contractuales, fraudes contables y evasión impositiva, y, por sobre todo, que el Estado no se haga cargo de esa problemática y fomente el descontrol de los mercados energéticos, en detrimento del abastecimiento presente y futuro del aparato productivo nacional” 90 . La evidencia empírica muestra que la escasez de gas fue sobredimensionada por las petroleras, por lo que la crisis energética puede ser vista como una presión por parte 88

Montamant (2007) Por ejemplo ver la posición de FIEL en Cont y Navajas (2006) 90 De Dicco (2006) 89

62

de dichas empresas para obtener aumentos en el precio del gas de boca de pozo: “Ello se deduce a partir del hecho de que la crisis de abastecimiento de gas se presentó en los meses del período estival y otoñal, cuando la demanda se halla lejos de los picos invernales que son propios del sistema argentino. De hecho la crisis de inyección de gas se presentó en un nivel total de demanda no superior a los 80 a 105 millones de m3/día, cuando el sistema tenía una capacidad de alrededor de 120 millones de m3/día y era capaz de superar ese pico” 91 . Cabe destacar además, que las inversiones que hubiesen expandido el sistema a largo plazo, a pesar de no hacerse en este período con la justificación de la no rentabilidad, tampoco fueron realizadas durante la Convertibilidad donde la rentabilidad era la adecuada. Otra de las ‘excusas’ presentadas por las empresas fue el abrupto e inesperado aumento del consumo registrado, gracias al congelamiento de las tarifas que incentiva el derroche. Viendo el siguiente gráfico se puede dar cuenta de que desde el 2004 en adelante, no se presentan valores tan alejados de los registrados anteriormente (es más, en el año 2003 el incremento fue mayor). Sobre todo cuando entre 1960 y 1990, bajo la administración de Gas del Estado, el consumo

había registrado un

aumento sostenido del 11% anual. Gráfico Nº 11: Evolución del consumo local de Gas Natural. 140 Residencial

Comercial

Industriales

Generadores Eléctricos

GNC

Otros

120

MMm3/día

100 19,5

80 60 40 20

14,3 5,1

16 5,6

7,2 24

21 8,3

21,4 8,7

28,3

29,3

19,7

18,6

19,8

7,8

7,6

33,4

34,7

29,7

31,2

8,3 31,2

24,4

21,3

22,7

22,9

25,3

26,5

27,2

29,9

2,8 19,3

2,7 19,3

2,8

3,1

3,1

3

20,1

20,1

21,8

2001

2002

2003

2004

2005

3,4

3,2

21,7

26,5

24,6

2006

2007

2008

0

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

Analizando el consumo por sectores, es cierto que existió en el 2004 un aumento significativo en la demanda de GNC, pero dicho crecimiento podría haber sido previsto dado que en el 2003 también dicha demanda se había incrementado notablemente como consecuencia de los menores precios en relación a los otros combustibles. Además el 91

Koszulj (2005)

63

GNC apenas representó el 8% del consumo de ese año. Vale aclarar que ni la demanda industrial, ni la del sector de generación eléctrica, ni la residencial y ni la comercial (es decir, el resto del consumo) varían ampliamente ante variaciones en los precios: la demanda industrial responde a los niveles de actividad (que se empiezan a recuperar de la crisis del 2001 a partir del año 2003); tanto la demanda residencial como la comercial responden al crecimiento de la población urbana, el mejoramiento de las viviendas y la situación climática. Por su parte, la demanda de la generación eléctrica responde al nivel de hidraulicidad (ya que las centrales a gas deben generar la electricidad que no se obtiene de las centrales hidroeléctricas si los caudales son reducidos), el consumo eléctrico y la estructura de generación heredada de la década de los noventa. Las variaciones en los precios ayudan al aumento de la demanda, pero no es el factor explicativo principal de cada caso. Como respuesta a esta presión, el Gobierno comenzó por utilizar la única medida que tenía a su alcance: restringir las exportaciones a fin de abastecer al mercado interno. Más tarde, impuso ciertos cambios en las tarifas para hacer frente al descalce existente entre oferta y demanda del recurso. Las restricciones a las exportaciones, principalmente a Chile, se hicieron de manera gradual, comenzaron en mayo de 2004 con 6,2 MM m3/día y llegaron a su punto máximo a 23,7 MMm3/día en agosto de 2007. 92 Sin embargo, a pesar de los anuncios del gobierno nacional de impedir las exportaciones, en el año 2004 se envió a Chile casi un 15% más de gas natural que el año anterior. Además, a partir de 2004, las exportaciones de gas natural comenzaron a abonar una retención del 20%. Tanto las restricciones como las retenciones afectaron principalmente a las empresas transportadoras que contaban con varios contratos de exportación a largo plazo. Los ingresos provenientes de dichos contratos, al ser en dólares y con tarifas no reguladas, comenzaban a tener una participación importante sobre el total de los ingresos de las compañías luego de la devaluación del tipo de cambio. Lo que finalmente resolvió el faltante del año 2004 fue la implementación de las Resoluciones 180,181 y 208/04 de la Secretaría de Energía por medio de las cuales se llegó a un acuerdo donde los productores garantizaban el abastecimiento interno a cambio de incrementos graduales en los precios que llegarían a los niveles de la Convertibilidad. Estos aumentos influirían de manera directa en los precios finales

92

Ver Gráfico Nº VI del Anexo con la Evolución a las restricciones a las exportaciones a Chile.

64

pagados por los consumidores industriales, no exigiéndoles a las petroleras un compromiso real de abastecimiento ya que los volúmenes que las empresas se obligaban a entregar eran menores a los extraídos en 2003. Por otro lado, el volumen de importación de gas de Bolivia se vio incrementado. Las mismas empresas que habían limitado su producción en Argentina, además de obtener un aumento de precios, lograban una mayor colocación de gas natural desde sus pozos de Bolivia, recibiendo por ello el precio internacional. Esto recién pudo ser roto cuando YPFB fue recuperada por parte del estado boliviano y el Gobierno de Evo Morales efectuó la nacionalización de los hidrocarburos. Ambas medidas terminaron beneficiando a las empresas extractoras, sin que las mismas se vieran obligadas a realizar nuevas inversiones en exploración a fin de aumentar las reservas del recurso, que continuaron cayendo año a año. Las Resoluciones 180 y 181 no sólo aumentaron el precio del gas natural recibido por las petroleras, sino que quebraron la estructura tarifaria establecida. Esto fue así ya que establecieron que los consumidores industriales (aún los pequeños) comenzaran a adquirir gas natural directamente de productores y comercializadores. Las negociaciones del valor del gas pasaron a ser conducidas directamente por los productores y los grandes consumidores de gas comerciales e industriales, negando la caracterización de ‘tarifa’ que tenía el gas natural al ser un ‘monopolio natural’ y reemplazándola por un mero ‘precio’. Según lo menciona Gustavo Calleja, “se cumple el sueño de Martínez de Hoz” 93 de transformar las tarifas reguladas por el Estado en precios de mercado. A partir de entonces, cualquier pyme debe ‘negociar’ con Repsol o Total por el precio del gas natural. No hace falta mencionar que esto traiciona hasta la más simple idea de ‘mercado’. Por otro lado, con el Decreto 180, el Estado decidió crear el Fondo Fiduciario para atender Inversiones en Transporte y Distribución de Gas, lo que significó un cargo por el cual los consumidores financian las inversiones necesarias en redes para poder abastecer la demanda creciente que las empresas de transporte y de distribución no realizaban, culpando al congelamiento de las tarifas de la caída en la rentabilidad. Es a partir de ese momento cuando el Estado argentino empieza a intervenir fuertemente en las tarifas del sector gasífero mediante la creación de cargos específicos. Algo parecido sucederá en el sector eléctrico, como se describirá más adelante, bajo el amparo de la

93

Calleja (2004)

65

Ley Nº 26.095 referente a los cargos específicos para el desarrollo de obras de infraestructura energética para la expansión del sistema de generación, transporte y/o distribución de los servicios de gas y electricidad. 3.2.3- Los nuevos cargos tarifarios La primera transformación en la estructura tarifaria luego de la devaluación, fue la creación del mencionado Fondo Fiduciario para atender Inversiones en Transporte de y Distribución de Gas. El objetivo exclusivo de este Fondo era el de financiar las obras de expansión que las empresas habían dejado de realizar, mediante un incremento en las tarifas de los clientes industriales y de GNC específicamente, a partir de las tarifas de julio de 2005. A este aumento se lo denominó Cargo Fideicomiso Gas (CFG 1). Con los montos recaudados se conformó el Programa “Fideicomiso de GasFideicomisos Financieros” que sirvió de marco para la obra de ampliación del sistema de gasoductos. Nación Fideicomisos S.A., sociedad estatal propiedad del Banco de la Nación Argentina, se constituyó como Comitente, mientras que el ENARGAS pasó a ser el Organizador del Proyecto, en representación del Ejecutivo. Las empresas transportadoras operaron como Gerentes del Proyecto, y a su vez aportaron un porcentaje del total. Con posterioridad a la finalización de las obras, dichas empresas fueron las encargadas de operar y mantener esos gasoductos cobrando un monto por eso. Las obras realizadas permitieron aumentar la capacidad de transporte en 4,7 millones de m3/día (1,8 MM m3/día el sistema de TGN y 2,9 MM m3/día el de TGS). Esta expansión resultó para TGS la mayor de su sistema de transporte de gas de su historia. A su vez, en abril de 2005 el gobierno decidió crear el Programa de Uso Racional de Gas Natural. Dicho programa se basa en un sistema de incentivos y penalidades por menor o mayor consumo del estimado por tipo de cliente (donde las penalidades resultan mayores a los incentivos). Con esto, se muestra en parte la preocupación del gobierno frente al posible desabastecimiento del recurso, pero dado que este programa sólo incluye a las categorías de residenciales (R1, R2 y R3) cuyo nivel de consumo se ubica en el primer o segundo escalón de la categoría, el ahorro que podría lograr no resulta significativo sobre el total del consumo del recurso natural. Además, buscar un ‘uso racional’ del combustible por medio de mayores costos no hace sino fortalecer la tesis presentada por las empresas y numerosos analistas de que 66

los bajos precios incentivan el aumento desmedido del consumo. En realidad, la energía no puede manejarse como una mercancía más ya que se trata de un insumo básico para la vida y el desarrollo. Por tanto, su consumo depende mucho más de variables sociales y económicas (número de habitantes del hogar, materiales de construcción, calidad de los equipos, etc.) que de su precio. En líneas generales, la única forma de ajustar el consumo por intermedio de un aumento de precios es castigando a las capas más vulnerables de la sociedad que no podrán acceder a este insumo básico. El verdadero uso racional de la energía no tiene que ver con el precio sino con la educación energética, la infraestructura y los equipos eficientes. En 2007, las obras realizadas en la primera etapa de expansión del sistema ya se habían concluido, pero era necesaria una segunda, y las empresas con las tarifas aún congeladas y la renegociación de las tarifas pendiente, no realizaban nuevas inversiones. Por esto, se decidió crear un nuevo cargo tarifario destinado a repagar las obras de ampliación de la capacidad de transporte de gas natural. Los destinatarios del nuevo aumento de capacidad resultante serían: (i) generadores de energía eléctrica para el abastecimiento del mercado interno (49% de la capacidad total a expandir); (ii) distribuidoras de gas para el abastecimiento de usuarios residenciales y GNC (38%); y (iii) otros usuarios industriales y comercializadoras (13%); participando estos grupos en el financiamiento de las obras a través del incremento en sus tarifas. Este Cargo Fideicomiso Gas 2 (CFG 2), al igual que el CFG 1 fue diferencial dependiendo del tipo de cliente. Cabe aclarar que a diferencia de la expansión de 2005, en ésta las empresas transportadoras no financiaron las inversiones, sólo participaron del proyecto como gerenciadoras operando, manteniendo los gasoductos y cobrando un monto por eso. Estas obras fueron financiadas en última instancia por los consumidores (vía aumento de precios) y por las pequeñas empresas que no pudieron trasladar los costos de gas a sus precios. Las inversiones debían ser realizadas por las petroleras, transportistas y distribuidoras, que limitaron sus pocas inversiones desde la devaluación y el congelamiento de sus tarifas. Así es como por ejemplo, Tierra del Fuego cuenta con gas suficiente para reemplazar parte de las importaciones, pero el mismo no puede ser utilizado ya que TGS nunca amplió la capacidad de transporte que cruza el Estrecho de Magallanes, para mantener la exportación a la empresa canadiense Metanex, en la parte chilena de la isla Grande. Esta obra está siendo realizada por el Estado Nacional mediante la financiación de los consumidores sin que la empresa aporte capital o sea 67

castigada por su falta de inversión a pesar de que se beneficiará de los mayores volúmenes transportados por sus cañerías. A su vez, en julio de 2007, el Gobierno decidió poner en marcha el Programa de Energía Total, ante cortes que se fueron dando en el suministro de gas natural para el GNC. Dicho programa consistía en la convocatoria a las grandes empresas refinadoras, (Petrobras, Repsol y ESSO), a fin de poder reemplazar el gas que utilizaba la industria, a partir de combustibles líquidos al mismo valor de gas. Estas empresas, con su producción de combustibles líquidos y con la importación de gas oil y fuel oil, ofrecerían a las industrias argentinas la posibilidad de reemplazar al mismo valor, el gas que consumían por combustibles líquidos, con el fin de ahorrar 5.800.000 m3/día. Este ahorro sería aprovechado en dos tareas fundamentales: la primera, en la generación eléctrica, y la segunda, en la industria petroquímica; a fin de potenciar al máximo la capacidad de generación térmica de la Argentina y no generar paradas del complejo petroquímico nacional que no puede reemplazar el uso de hidrocarburos gaseosos. Se planteó que el costo del programa sería compensado por el ingreso fiscal generado a partir del mantenimiento de la actual tasa de crecimiento. Como se mencionó anteriormente, uno de los mecanismos utilizados por el Gobierno Nacional para subsanar el faltante de gas natural fue reanudar la importación desde Bolivia. El Estado firmó sucesivos acuerdos para la importación de gas natural que representaron en 2005 4%, en 2006, 4,5%, en 2007, 4,1% y en 2008, 2% del volumen total inyectado al sistema de transporte. Luego de su creación, ENARSA se hizo cargo de la importación de gas natural desde Bolivia, pagando la diferencia entre el precio de gas de las importaciones y el precio del mercado local (sustancialmente menor) para lo cual obtenía un subsidio del Estado. En el invierno de 2007, para complementar el gas natural importado de Bolivia se decidió la compra de Gas Natural Licuado mediante la utilización de un buque regasificador anclado en instalaciones de Petrobras y Repsol cerca de Bahía Blanca que transformaba el GNL a gas natural y lo inyectaba en la red de gasoductos nacionales. Esta operación, encargada a Repsol y financiada por ENARSA, significó la importación de gas licuado por medio de varios buques metaneros desde el Caribe. A fines de 2008, con el fin de reasignar partidas presupuestarias, el Gobierno Nacional decidió poner fin a estos subsidios a ENARSA, creando con tal fin un cargo tarifario a ser pagado por las industrias y usuarios residenciales de alto consumo

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mediante la creación de un nuevo Fondo Fiduciario 94 . Dicho cargo, denominado Cargo Fideicomiso Importación (CFI) se aplicó de forma proporcional en la facturación de noviembre de 2008. Si bien debía ser abonado también por los consumidores residenciales, la Secretaría de Energía mediante sucesivas resoluciones prorrogó su entrada en vigencia, ya que los montos recaudados de los usuarios industriales alcanzaban para cubrir las importaciones. Cuando en el invierno de 2009 se quiso habilitar el cobro del cargo para los usuarios residenciales, se generó una gran oposición tanto mediática como legislativa que obligó a una nueva prórroga en su aplicación. No obstante, nunca fue derogado por lo que el cargo continúa vigente. Este conflicto será explicado a continuación, como parte de la evolución de las tarifas luego de la devaluación. 3.2.4- Tarifas post-devaluación Para ‘solucionar’ el descalce entre la oferta y la demanda de este recurso natural considerado insumo estratégico, el Estado Nacional comenzó a implementar cargos en las tarifas, rompiendo con el sistema de pass through (el cual permitía que todo cambio en el precio del gas en boca de pozo o en las tarifas de transporte y distribución fuera trasladado al consumidor final) instaurado con las privatizaciones. Para analizar los impactos que tuvieron dichos cambios en el sistema tarifario, haremos un recorte en el análisis y tomaremos únicamente la tarifa cobrada por la empresa distribuidora Gas Natural Ban (empresa encargada de la distribución de gas natural en 30 partidos pertenecientes a las zonas norte y oeste de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires) a los distintos tipos de consumidores. La elección de dicha empresa es debido a que, por una parte, es la segunda distribuidora más importante por el número de clientes ya que abarca una de las zonas más densamente pobladas del país, en la que se concentran grandes conglomerados urbanos e importantes parques industriales; y por otra, Gas Natural Ban ha logrado una renegociación de su tarifa mediante un Acuerdo Integral con la UNIREN (Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos), por lo que resulta interesante analizar los impactos sobre los distintos usuarios, antes y después de la modificación en las tarifas. Si bien cada distribuidora cuenta con un diferente cuadro tarifario (divergencia que se hace más notable en el interior del país), como la mayor parte de las modificaciones fueron 94

Creado por el Decreto Nº 2.067/08 y la Resolución ENARGAS Nº I/563/08

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generales, los movimientos de las tarifas fueron similares, lo que nos permite tomar a Gas Ban como representativa de la tendencia del resto de las empresas. En diciembre de 2001, la tarifa regulada del gas natural que pagaba el consumidor de Gas Natural Ban, difería muy poco entre los distintos tipos de consumidores. El precio del gas en boca de pozo para los residenciales era 0,055 $/m3, mientras que para los comerciales/ industriales era de 0,058 $/m3. No había una diferenciación entre los distintos clientes residenciales y los distintos tipos de clientes comerciales/ industriales, cada subgrupo pagaba igual precio. Se puede decir entonces que había un solo precio de gas natural en boca de cabecera. La diferencia de las tarifas entre los diferentes clientes se daba principalmente en la tarifa de distribución, la cual se regía por tarifas decrecientes a escala según volumen consumido: a mayor volumen, menor costo de distribución. Es por esto que, como se observa en el Gráfico Nº 12, el consumidor que consumía una menor cantidad de m3, pagaba más por cada m3. Gráfico Nº 12: Composición de la factura de gas natural a diciembre de 2001 0,35 0,3 0,07

Productor

Transporte

Distribución

Impuestos

0,25 0,05 0,05

$/m3

0,2 0,14

0,04 0,08

0,15

0,04

0,07 0,06

0,05

0,04

0,04

0,06

0,06

0,1 0,05

0,05

0,05

0,06

0,06

0,06

0,04

0,04

0,06

0,07

0,02

0,02

0,06

0,06

0,05 0

Residenciales (