miércoles, 6 de marzo de 2013

El Sistema Eléctrico Argentino

MORENO

El origen de la crisis

No resulta novedoso proclamar que el sistema eléctrico de nuestro país está en una coyuntura crítica. Casi todos los técnicos del sector -con excepción de los responsables de algunas empresas y los funcionarios oficiales- aún con diagnósticos diversos, vienen denunciando el deterioro creciente del servicio, la difícil ecuación económica que afecta a las finanzas del Estado y de subsectores de la actividad, y las vacilaciones e incongruencias que caracterizan a las políticas aplicadas por las autoridades. Tampoco es novedad para los usuarios que sufren los cortes y las caídas de tensión en el suministro por lo que, particularmente este verano, sus manifestaciones de protesta han ido creciendo en intensidad.

Hoy día no es un secreto para nadie que, si bien el deterioro se hizo evidente en la última década, las raíces de la crisis están en las reformas aplicadas en la década de los ´90. La generación y el transporte troncal de energía eléctrica fueron entonces librados al mercado, dejando de ser un servicio público. Dentro de la política global de privatización de las empresas del Estado, se desmembraron Agua y Energía Eléctrica, Hidronor, Segba; se vendieron -o se concesionó la explotación- de la gran mayoría de las plantas generadoras (1); se fragmentó la distribución en el área metropolitana de Bs As y la operación de transporte en alta tensión; se multiplicaron las empresas pero se redujo drásticamente el personal, sobre todo técnico, y se eliminaron las escuelas de formación y capacitación; se privatizaron distribuidoras provinciales.

La nueva normativa, que se iniciara con la sanción del Marco Regulatorio del sector -ley 24065-, fijó reglas de operación y comercialización que favorecieron a las empresas, las que hicieron grandes ganancias desde los primeros años de los ´90 (2); la destrucción de la integración vertical dio origen a un esquema de no regular la generación y sí hacerlo con el transporte y la distribución, donde aumentos en la base se trasladaban hacia el consumidor final. En ese período la instalación de equipos de ciclo combinado y de turbinas de gas recompuso por algún tiempo la potencia disponible, pero luego no se invirtió en nuevas máquinas porque, en general, las empresas aplicaron las utilidades a operaciones financieras o las remitieron a sus casas matrices en el exterior. Se produjeron cambios en la propiedad de las empresas, que se fue concentrando, y hacia fines de los ´90, ya no operaba la tan especial ´libre competencia´ en la generación, ni la prohibición para una misma firma de poseer intereses simultáneamente en los distintos subsectores de generación, transporte y distribución.

Tras años de crecimiento económico y aumento de la demanda de energía, la salida de la convertibilidad monetaria a principios del 2002 y la conmoción de la economía que generó, alteraron aún más el equilibrio del sector en su conjunto, por los reajustes irregulares en la asignación de costos y distribución de cargas impositivas entre los distintos sectores y en las tarifas. Así el marco regulatorio eléctrico, que fuera fijado en el marco de la convertibilidad, fue reglamentado y modificado innumerables veces, y también ignorado o violado en disposiciones y acuerdos con las empresas del sector. (3)

La falta de inversiones suficientes en el sector llevó a un deterioro progresivo del servicio, tanto en la potencia disponible como en la confiabilidad y calidad del suministro. Simultáneamente se iba produciendo la caída en la extracción de gas natural, mientras aumentaba su peso como principal fuente primaria en la generación eléctrica, sin olvidar que, desde mediados de los 90,´se intensificaron las exportaciones.

La última década

En 2004, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) advirtió a las autoridades del área sobre la crisis que sobrevenía en el sector, y que involucraba al suministro de gas, cuya producción estaba cayendo (4). El Gobierno nacional elaboró entonces un Plan Energético 2004-2008 en el cual comprometía: la ejecución de diversas obras en generación, transporte y distribución; la aplicación de un plan de ahorro de energía; medidas de normalización de los mercados mayoristas de electricidad (MEM) y del gas (MEG); consolidación de acuerdos para importación de gas (con Bolivia), fueloil (con Venezuela) y energía eléctrica (con Brasil).

En lo que concierne a la generación, hasta varios años después la potencia instalada creció mas lentamente que la demanda (5), a pesar de que se encararon -como obras principales por su potencia- la terminación de la central nuclear CNA II y la elevación de la cota de Yaciretá (la cota de 83m de Yaciretá se alcanzó en 2011, y CNA II no está aún operativa). En los últimos años se incorporaron centrales de turbogas y centrales de gas en boca de pozo y se convirtieron centrales en ciclos combinados. También hubo incorporación de autoproducción por parte de grandes empresas industriales y de extractoras de gas, que alimentan al Sistema Interconectado una vez satisfecho su consumo (6). Pero seguramente la peor medida adoptada en los últimos tiempos es el plan de Generación Distribuída, por el que se incorporan equipos móviles alimentados con fuel oil o gasoil-de pocos megawatt de potencia, bajo rendimiento, fuertes emisiones al ambiente- que se instalan en zonas o ciudades para cubrir el déficit de generación (7). La mayor parte de toda la potencia incorporada aumenta la dependencia del gas y los combustibles líquidos (8).

Se han incorporado algunas obras hidroeléctricas menores, pero recién ahora se aprecian progresos en las gestiones sobre Garabí-Panambí (compartida con Brasil, en el río Uruguay), Los Blancos (en Mendoza) y las centrales Kirchner-Cepernic (río Santa Cruz), mientras se posterga Chihuido, en el río Neuquén. Sobre la central en el brazo Aña Cua -en Yaciretá- y sobre Corpus (también sobre el Paraná y compartida con Paraguay) parece haber solo declaraciones. En los últimos años se ha puesto en marcha el programa de expansión de energías renovables (GENREN): se han inaugurado varios parques eólicos (principalmente en Chubut, Santa Cruz, Buenos Aires) y hay muchos otros en proyecto, pero su contribución a la oferta global es todavía poco relevante; mucho menor aún es la de los generadores solares y con biocombustibles.

Hoy día apenas se satisface la demanda de potencia, en particular la máxima de pico que, entre 2002 y 2012, aumentó más del 60%, llegando a 22.000 MW este año, mientras que la potencia incorporada, casi toda financiada por el Estado, sólo aumentó un 30% (9).

Y casi nada se ha hecho para moderar la demanda; el plan de Uso Racional de la Energía Eléctrica (PUREE, en dos etapas, 2004 y 2005) solo consistió en aplicar premios y castigos al ahorro o aumento del consumo comercial y residencial con pautas muy discutibles e incomprensibles para la mayoría de los usuarios, lo que no produjo consecuencias significativas, lo mismo que incentivar el uso de lámparas de bajo consumo, o de limitar la iluminación pública. Luego el plan PRONUREE (Programa Nacional de Uso Racional y Eficiente de la Energía, decreto 140/2007) estableció muchas líneas de acción en el corto y mediano plazo y para muchos sectores del consumo, pero poco y nada de ello se implementó y los resultados fueron prácticamente nulos.

En el transporte en alta tensión, dentro del Plan Federal de Transporte de ampliación del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y con el Fondo Fiduciario de Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) se concretaron varias de las obras programadas: la 3ª. línea de Yaciretá y las interconexiones NOA-NEA, Choele Choel a Pto Madryn a Pico Truncado, Comahue-Cuyo y la línea “minera” La Rioja-Recreo. Menos se ha logrado en la distribución troncal (en 133kV y 220kV), gestionada a través de seis empresas, las Distros Troncales, con jurisdicción en distintas regiones o provincias, lo que en ocasiones dificulta los acuerdos sobre las obras y su financiación.

La distribución en baja tensión es el subsector más sensible al malestar de los usuarios: los cortes y caídas de tensión en el suministro son originados en su mayor parte por las fallas en el equipamiento -subestaciones, cámaras, cables- y, de no ser así, igualmente la empresa distribuidora es responsable del correcto suministro de electricidad, por ser un servicio público y por estar fijado en los contratos originales Hoy día las protestas más frecuentes y virulentas de los usuarios de servicios públicos son generadas, principalmente en el AMBA, por las fallas del servicio eléctrico y las deficiencias en las reparaciones que, la mayoría de las veces, se deben al escaso personal dedicado, a su condición de tercerizados y su consecuente escasa experiencia profesional. Y este verano en el AMBA, ante los cortes, proliferan los grupos generadores portátiles en viviendas colectivas y pequeños comercios y talleres.

La dispersión de empresas distribuidoras en todo el país, de larga historia, se vio agravada luego de las privatizaciones. En particular, la distribución en el área metropolitana (AMBA) y La Plata, que quedó a cargo de Edenor y Edesur, y de Edelap, respectivamente -partiendo de una situación precaria- se fue deteriorando aceleradamente ante el crecimiento del consumo, como resultado de la baja inversión. Fallas importantes en las obras (recordemos el incendio de la subestación de Edesur recién estrenada en 1999 y el prolongado apagón que le siguió) y en la prestación de los servicios de mantenimiento ante fallas, no fueron castigadas debidamente por el ente regulador (ENRE) (10).

La economía del sector

La tendencia de las políticas del Gobierno Nacional ha sido en general, por un lado tratar de sostener la rentabilidad privada, principalmente en el mercado de generadores y transportistas; por otro en la última, tratar de no provocar rechazo de los usuarios hacia el Gobierno, evitando aumentos importantes de tarifas -o retrotrayéndolos-, sobre todo en el sector residencial. Políticas con objetivos similares se desarrollaron en el subsector eléctrico, y en el de los hidrocarburos, principal fuente primaria de la generación eléctrica. Y se han convertido en una pesada carga para el presupuesto nacional, amén de alentar a empresas del sector eléctrico a amenazar con abandonar el sector sino se las subsidia, cada vez más.

A los costos en exceso originados en una estructura sectorial plagada de empresas innecesarias que no compiten, es innegable que aumentaron los costos. Para alentar mayor producción de gas se ha aumentado el precio que deben pagar las usinas eléctricas, pero la diferencia es subsidiada a través de Cammesa; también se subsidia la importación de electricidad y el fueloil -que algunas usinas consumen cuando se les restringe el gas- parte del cual también se importa, por falta de capacidad de refinación en el país (11). También han aumentado los costos laborales, como resultado de los ajustes de los salarios otorgados en el sector ante el proceso inflacionario.

Paralelamente las tarifas al consumidor, se han ajustado de manera desigual; los consumidores industriales y comerciales han tenido aumentos mayores que los residenciales. Especialmente en el área de Buenos Aires y La Plata, hasta ahora, se habían contenido los aumentos a los usuarios residenciales; mayores tarifas de base, o el agregado de impuestos con diversas aplicaciones, o el castigo por aumento de consumo, fueron casi siempre rechazados enérgicamente por la mayoría de los usuarios. Lo mismo sucedió más tarde con la anulación de los subsidios -al consumo domiciliario de gas y electricidad- que se intentó en 2011, y luego se suspendió (12). Actualmente las distribuidoras del AMBA, Edesur y Edenor, se presentan en situación de alto endeudamiento (13), que las propias empresas y los técnicos y políticos que las apoyan atribuyen exclusivamente a que las tarifas pagadas por los usuarios del área metropolitana no cubren los crecientes costos. La diferencia con la situación en otras ciudades y zonas del país depende de las tarifas de otras distribuidoras -y también de las cargas impositivas- que fijan los gobiernos provinciales, considerando también la generación de unidades de su propiedad (14).

Para las finanzas públicas la importación de energía y los subsidios directos a las empresas del sector se ha convertido en un problema de primera magnitud. La importación de energéticos -en parte destinada a usinas eléctricas (el 45% del gasoil) y sin impuestos- ascendió en 2012 a 7383 millones de dólares. El gasoil, el gas natural licuado, el gas natural y el fueloil han ocupado el 2º, 3º, 5º y 6º lugar, respectivamente, en la lista de los productos importados. Los subsidios al sector eléctrico se estimaron en $17.000 millones en 2012.

El último año

El año pasado, ante la difícil situación económica - con la pérdida del superávit fiscal y comercial- el Gobierno Nacional pareció adoptar cambios significativos en la política energética. La toma del control del 51% de YPF S.A. y la sanción de la ley 26741 de Soberanía Hidrocarburífera, anunciaban como objetivos el ejercicio de la soberanía en el sector, el aumento de la producción de gas y petróleo con vistas a la reconquista del autoabastecimiento, la recuperación por el Estado del control y de una mayor renta del sector.

Pero pronto diversos hechos y declaraciones oficiales pusieron en la duda la orientación del cambio, principalmente la reafirmación del carácter de empresa mixta, la pertenencia del dominio jurisdiccional del subsuelo en manos de las provincias, el mantenimiento del objetivo exportador y la integración del directorio de YPF -con personas de orientación privatizadora y provincialista-, el diagnóstico sobre la responsabilidad de Repsol en la gestión de vaciamiento llevada a cabo en YPF y la ausencia de cargos legales a los responsables y la enunciación de la participación privada en proyectos importantes del sector. (15) Luego el decreto 1277/12 que reglamentó la ley 26741, avanzó en la concepción soberanista, centralizando el control del sector, definiendo un plan de inversiones y designando una comisión de planificación y coordinación (16). Paralelamente, la nueva dirección de YPF presentaba su plan de trabajo en el corto y mediano plazo siguiendo los dictados de la ley, e inició conversaciones con distintas petroleras para lograr mayores inversiones en exploración y explotación (17). Por ahora la financiación de la expansión de YPF la sostienen prioritariamente los préstamos del ANSES y adelantos del Tesoro Nacional, y para acrecentar sus ingresos YPF ha aumentado el precio de las naftas y emitido títulos en el mercado de capitales. Nada se ha hecho tendiente a la transformación de los contratos de concesión vigentes en convenios de explotación, ni se ha avanzado en la realización de estudios de nivel e independientes destinados a la determinar el potencial hidrocarburífero del país, tanto en lo referido a las reservas convencionales como no convencionales y, en este último caso, sobre las consecuencias económicas, sociales y ambientales que podrían derivar de su eventual explotación..

Producir más gas es una de las prioridades que se fijó YPF; no obstante en el lapso transcurrido desde la asunción del nuevo directorio, la producción total del país, así como la propia- descendió, por lo que recientemente se creó un nuevo plan de incentivos, en remplazo del anterior “Gas Plus” que no logró aumentar la producción. (18)

Para mejorar las cuentas de la electricidad, asi como las de gas, se han creado cargos fijos en las facturas bimestrales -de montos crecientes con el consumo, de hasta $300- con el fin, se dice, de constituir un fondo para que las empresas inviertan en nuevas instalaciones; pero la experiencia no permite ser optimista sobre el proceder de las empresas.

La situación de las distribuidoras de electricidad del AMBA es tan crítica que el Gobierno, a través de Cammesa que administra los subsidios, está ejerciendo un mayor control sobre las mismas (19). La Comisión de Planificación y Coordinación les ha pedido información detallada sobre los costos, y ha trascendido que se buscaría cambiar la estructura de precios marginales por otra de “costo plus” (precio=costo+ganancia razonable) como la que regulaba los precios de Segba antes de la privatización.

Qué hacer

En el MORENO creemos que las políticas aplicadas hoy no conducen a la recuperación de la soberanía energética que hará posible que la energía se convierta en un bien social en Argentina. Se mantiene una estructura de protección de los intereses de grandes monopolios: siguen rigiendo normas que mantienen estructuras de precios y un sistema de concesiones por largos períodos, obsoleto ya en casi todo el mundo. El ritmo y la orientación de las inversiones responden, no a las necesidades del país y de una política de integración regional, sino a los intereses y las estrategias globales de las grandes multinacionales, para captar la mayor parte de la renta energética y disponer libremente de ella (20).

La gestión actual no responde cabalmente a una planificación global del sector energético que abarque todo el país, por las potestades de las distintas provincias y la dispersión de empresas. Además no existe una conducción unificada, porque distintos funcionarios -de YPF, la Secretaría de Energía, el Ministerio de Planificación, la Secretaría de Comercio Interior- interaccionan entre sí con grandes dificultades, ya que tienen visiones encontradas sobre las políticas a aplicar, o compiten por apoyos políticos.

Para cambiar el rumbo se requiere un control integral del sector por parte del Estado Nacional, con una planificación global y una gestión unificada en grandes empresas estatales, con la colaboración de todas las provincias y el control de organismos oficiales autónomos con participación popular. En el MORENO sostenemos que se debe estatizar el 100% de YPF, renegociar o anular los contratos eliminando la figura de concesión, derogar la Ley Corta, reformar los marcos regulatorios de la electricidad y el gas, prohibir las exportaciones de petróleo y derivados, realizar una auditoría global de reservas convencionales y no convencionales, y un estudio profundo del impacto social y ambiental de las explotaciones.

Pero para hacer posible este cambio de rumbo, debe existir la voluntad política de encararlo; si la hubiera, el pueblo lo apoyará, y será posible fijar nuevas reglas del juego y las empresas las aceptarán; la experiencia de las nacionalizaciones en Bolivia o en Ecuador, muestran que un gobierno genuinamente democrático y popular, tiene el poder para hacerlo.

Buenos Aires, 5 de marzo de 2013

Hugo Palamidessi
Vicepresidente

Gustavo Calleja
Vicepresidente

Hugo Rizzuto
Vicepresidente

José Rigane
Presidente

Notas:
1) No fueron privatizadas las centrales nucleares (a pesar de que se intentó) ni la parte argentina de las hidroeléctricas binacionales Yaciretá y Salto Grande; algunas usinas menores quedaron en jurisdicción de provincias.
2) La imposición de la teoría marginalista, por la cual el costo de operación de la máquina mas ineficiente que está entregando energía fija el precio que se paga a todas las unidades, produjo superganancias que favorecieron especialmente a los generadores.
3) La ley 24.065 ha sufrido, desde 1992, 274 modificaciones.
4) La producción de gas comenzó a declinar en 2004 y sigue disminuyendo desde entonces.
5) En 2004 la potencia instalada era aprox. de 23000 MW; en 2008, 26200; en 2009, 26900; en 2011, 29000 MW. (según cifras de CAMMESA). En todo momento suele haber una parte de esa potencia que está indisponible, o es poco confiable para entrar rápidamente en línea respondiendo a la demanda.
6) Unos 3800 MW instalados en 2010.
7) Hay cerca de 1400 MW instalados en generación distribuída.
8) En la generación térmica (66% del total de la electricidad) el gas participa en un 60%, y el gas oil mas el fueloil en un 25%.
9) Algunas centrales de ciclo combinado se financiaron en parte con un fondo acumulado por Cammesa, por deuda con generadoras por energía entregada y no cobrada en su momento.
10) En esa oportunidad hubo fuertes reclamos para que se le retirara la concesión a Edesur, lo que se justificaba plenamente. Desde el período set. 2004 a ag. 2005 al período set 08 a ag. 2010, las horas de interrupción del servicio en el área CABuenos Aires-Gran Buenos Aires, aumentaron más de un 80% ; en la zona abastecida por Edesur crecieron casi 4 veces (las estadísticas publicadas por el Ente Nacional de Regulación de Electricidad -ENRE- llegan hasta agosto de 2010).
11) El precio del gas producido en el país subió en agosto de 2012, para las usinas, de u$4,10/ MBTU a u$5,20/MBTU, y el gas “nuevo” (plus) se subsidia a u$7,50/MBTU; el gas importado cuesta ahora desde u$11/MBTU (GN de Bolivia) hasta u$18/MBTU (GNL por barco). Los precios de importación de gas y líquidos aumentaron, en parte, en consonancia con el precio internacional del petróleo (WTI) que promedió los u$35 el barril entre 1987 y 2003 y luego subió constantemente, llegando a un pico de más de u$ 130 en 2008; actualmente el precio oscila alrededor de u$ 95/b.
12) Sobre las tarifas y la reacción de los usuarios, ver G.Calleja-“Tarifas y modelo” y H.Palamidessi “Tarifas: ni justas ni razonables”
Infomoreno No. 289 en www.morenoenergia.blogspot.com.
La anulación -o la renuncia voluntaria del usuario- la establecieron las resoluciones de la S.de Energía (1301/2011) y del Enargas 1982/2011)
13) Estas empresas, que gestionan el 40% de la distribución en el país, declararían pérdidas de unos 550 a 600 millones de pesos cada una en 2012.
14) En las boletas de Edesur y Edenor -como propaganda de los subsidios en el AMBA- se comparan tarifas: p. ej. en Santa Fe se paga 5 veces más, y en Córdoba casi 6 veces más que en CABA, por un consumo residencial promedio de 400 kwh/bimestre.
15) Se denunciaron políticas y decisiones que perjudicaron a YPF durante la administración de Repsol -la mayoría aprobadas en su momento por el director delegado del Gobierno Nacional- (Ver DeVido,J-.Kiciloff,A.“Informe Mosconi”), pero no se adoptaron sanciones ni se iniciaron acciones legales
16) El decreto anuló la libre disponibilidad de los hidrocarburos y de las divisas generadas por su exportación, y otras disposiciones que desregulaban el comercio de hidrocarburos, decretadas durante el gobierno de Menem.
17) YPF firmó compromisos de asociación y financiación con Chevron, Axion (ex PAE) Se tiene especial interés en la explotación de petróleo y gas de esquistos (shale oil/gas). Para incentivar la participación, concedió aumentar a u$70/barril el precio interno del petróleo.
18) La Resolución 1/2013 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, establece que el Estado subsidiará la producción de gas “nuevo”, pagando la diferencia entre el precio real de mercado y los u$ 7.50/MBTU que cobrará la petrolera.
19) No se descarta transformar los subsidios y acreencias en aportes de capital, para tomar paulatinamente la mayoría accionaria.
20) Hay incluso otras motivaciones; por ejemplo, con el acuerdo firmado con YPF, Chevron busca apoyo para eludir el embargo a sus activos en Argentina que solicita la justicia ecuatoriana, por los daños ambientales en ese país causados por Texaco, empresa comprada posteriormente por Chevron.

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