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CUADERNILLO NRO 04 | Buenos Aires | Privatización
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Página_12 __ Economía __ Por qué y para qué una YPF del Estado
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Paquetes Económicos Venetur Hacia Buenos Aires (Argentina)
Fracturando Limites - Informe Fracking Argentina
Costruir Ambiente
Situación Situación energética energética
de de la la Provincia Provincia de de Buenos Buenos Aires Aires
ASOCIACION TRABAJADORES DEL ESTADO DE LA PROVINCIA
DE BUENOS AIRES SECRETARIO GENERAL Oscar de Isasi
CUADERNILLO Nº
SECRETARIO DE REDACCION Gregorio Dolce
CONSEJO EDITORIAL Víctor Mendibil, Graciela Iturraspe, Adolfo Aguirre, Marcelo Ponce Núñez, Roberto Cipriano, Enrique Fidalgo, Marta Maffei, Eduardo Macalusse, Ricardo Peidro
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BLOG DE MALAS PALABRAS:
El proceso de privatización del sector eléctrico
Estructura actual de segmento de Generación
El servicio de Distribución eléctrica
Refinerías y Venta de Combustibles
Gas Natural Licuado y Gas Sintético
Apéndice: modificaciones tarifarias
Especial agradecimiento al Lic. Diego Mansilla y al Lic. Guido Perrone que junto al Secretario General de FeTERA, Cro. José J. Rigane fueron los principales colaboradores y asesores de esta investigación. Marzo 2012
Registro de la Propiedad Intelectual en Trámite. Los textos que se publican son de exclusiva responsabili- dad de sus autores y no expresan necesariamente el pensamiento de los editores. Se autoriza la reproduc- ción total o parcial del contenido, citando la fuente.
Por José Rigane Secretario Adjunto de la CTA; Secretario General de la Federación de Trabajadores de la Energía de la República Argentina (FeTERA-CTA)
Lo que está en discusión, desde que se privatizó, es el mo- delo energético del país. Pero desde el gobierno, fundamen- talmente, no hay una decisión política, ni tampoco voluntad, de cambiar el mismo. Lo otro es que tampoco se reconoce que este modelo energético, basado en la privatización (actualmente hay más de 100 empresas privadas que se dedican a la producción de energía, autorizadas por CAMMESA para realizar contra- tos en el ámbito del Mercado Eléctrico Nacional (MEN) y esen- cialmente en la extranjerización de nuestros recursos energé- ticos, ha fracasado. Hoy en la provincia de Buenos Aires, el 18% de la potencia instalada está en manos de centrales operadas por organis- mos públicos, y un 67% está en manos de capitales privados extranjeros, que es dos tercios de la capacidad instalada para generación y son todas las centrales de ciclo combinado, que son más eficientes que las centrales tradicionales a turbo gas y turbo vapor. La desregulación y extranjerización comenzó en 1989, como parte de la exigencia de los organismos internaciona- les, FMI y BM, bajo cuyo influjo el Estado fue retirado de la actividad económica para dejar ésta en manos de las multi- nacionales extranjeras. Se pasa del «monopolio estatal» al «oligopolio privado». Hay que hacer un estudio de costos, tener una infraestruc- tura de costos basada en nuestra moneda nacional y de esa manera puede ser que comencemos a transitar un camino diferente al actual. Para eso debe hacerse cargo el Estado Nacional.
Hasta que no se cambie el modelo energético, los marcos regulatorios, las estructuras tarifarias que están basadas a va- lor dólar desde la década del 90, esto no tiene solución. «Por otra parte, de los más de $ 80.000 millones destinados a subsidios durante el año 2011, el 85% se justifica por los rubros energía y transporte lo que explica la particular forma en que está organizado el complejo petrolero y energético del país.» Casi el 90% de la energía consumida proviene de los Hidro- carburos (37% Petróleo y 52% Gas Natural). Esto genera una importante dependencia de los recursos naturales no renovables. La provisión de energía estaba garantizada hasta 1989 por grandes empresas públicas: Y.P.F., Gas del Estado, Agua y Ener- gía, Segba. Los precios, cantidades e inversiones eran estipulados por el Estado, pensando en la provisión de la energía como un derecho y a los hidrocarburos como insumos estratégicos.
Caída de las reservas de Hidrocarburos.
Extranjerización total de los recursos.
Nula Inversión de riesgo en búsqueda de Reservas.
Ritmos irracionales de extracción, sin pensar en el ago-
tamiento de los recursos naturales no renovables.
Aumento irresponsable de las exportaciones: Argentina
llegó a exportar el 40% de su extracción, superando
a países de la OPEP, como Ecuador.
En 2007 se crea una Ley para que el dominio de las re-
servas de Hidrocarburos pase a depender de las Pro-
Esta «balcanización» de la soberanía nacional resultó la
reprivatización de los recursos no renovables.
pesar de no haber cumplido con los contratos, las pe- troleras REPSOL y BRITISH PETROLEUM (BP) reciben, de parte de las provincias de Santa Cruz, Chubut y Neuquén, la prórroga de sus concesiones, incluyendo los mayores yacimientos argentinos de gas y petróleo.
Desde 1994 las refinerías producen casi la misma canti- dad de naftas (9,7 millones contra 9,5 millones de m3 en 2007).
En 1994 el 80% era nafta para uso vehicular.
En 2007 apenas el 63% es para uso vehicular y el 37% res- tante son naftas intermedias (que en su mayoría se ex- portan).
33% de las naftas producidas en Argentina es exporta- do. Es decir: menos naftas para los argentinos y cada vez más combustible para la exportación.
Luego de la privatización, no existió inversión genuina en Generación.
aumento de la capacidad Instalada 1993 – 2001 se debió únicamente al cierre del ciclo de las centrales Turbo Gas a Ciclo Combinado.
Se demoró notablemente la construcción de Hidroeléc- tricas y de la tercera Central Nuclear argentina (Atucha II).
Por tanto, se agravó la dependencia de los hidrocarbu- ros en la generación de electricidad.
Falta de Inversiones en Capacidad Instalada.
No existen incorporaciones de capitales privados desde la privatización de SEGBA y Agua y Energía.
Aumento de generación, sólo se realiza sobre bienes de empresas públicas (pase a «ciclo combinado» de cen- trales termoeléctricas).
Todo esto y mucho más fue ad- vertido y denunciado por FeTERA, el MORENO y la CTA junto a otras or- ganizaciones sociales y políticas, generando movilizaciones, petito- rios e investigaciones. Es bueno que los que callaron -y en más de un caso avalaron con su silencio- esta falta de política ener- gética nacional, hoy se den cuenta y reconozcan la importancia de la recuperación de la soberanía sobre los recursos energéticos. «El gobierno nacional y los gober- nadores de las provincias producto- ras de hidrocarburos acordaron exi- girles a las empresas petroleras ma- yores inversiones para tratar de lo- grar el autoabastecimiento energé- tico.» «Mientras la producción nacional de petróleo disminuyó un 18 por ciento y la de gas un 11 por ciento, en el caso de YPF la caída entre
2003 y 2011 fue de 30 y 35 por cien- to, respectivamente.» «En algunas jurisdicciones la baja en la producción de la firma llega al 50 por ciento. Además, se da cuenta de la alarmante disminución de las reservas de la compañía en- tre 2004 y 2010, las de crudo caye- ron 30 por ciento y las de gas casi un 50 por ciento.» Entonces, lo que acontece hoy con la energía, con REPSOL –YPF, y el modelo energético:
No era mentira, era grave, re-
quería una clara posición políti-
ca y voluntad de hacer un cam-
bio de fondo, que no se produjo.
Nosotros continuaremos el cami- no que nos lleve a la recuperación del Patrimonio energético a manos del pueblo argentino.
El objetivo de este trabajo es describir las principales ca- racterísticas del sector energético de la Provincia de Buenos Aires. La situación energética de la provincia es sumamente compleja y hetero-génea, en parte respondiendo a su diversi- dad demográfica y económica. A pesar de no contar con grandes fuentes energéticas propias, la provincia concentra buena parte del consumo y de la capacidad de transforma- ción energética en el país. Esto se debe a que, además de atender sus grandes necesidades, la Provincia de Buenos Aires cuenta con la mayor parte de las refinerías, la red de transpor- te de energía y combustibles, las estaciones transfor-madoras de electricidad y la red de gasoductos de gas natural requeri- dos para atender la demanda de la Ciudad de Buenos Aires, que no tiene en su territorio las instalaciones industriales ener- géticas suficientes para abastecer a su población. Por tanto, la estructura energética de la Provincia de Bue- nos Aires no puede comprenderse sin tener en cuenta su es- trecha vinculación con la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y los fuertes requerimientos en materia energética de dicho distrito. En este estudio se intentará describir la matriz energética bonaerense, comenzando con los distintos segmentos que componen el sistema eléctrico (su generación, transporte y distribución) para luego estudiar los hidrocarburos y sus deriva- dos, concentrándose en las etapas de transporte, industriali- zación y consumo, ya que no existe extracción en suelo de la provincia.
Antes de comenzar a demarcar la estructura energética de la Pro- vincia de Buenos Aires, son necesa- rias algunas aclaraciones sobre su estructura demográfica y socioeconómica, que influirán en el análisis desarrollado. En primer lugar, es necesario destacar que la provincia de Bue- nos Aires es el distrito de mayor po- blación del país, aunque incluye en su territorio múltiples realidades:
desde polos industriales a grandes producciones agrícolas; pequeños pueblos y grandes conglomerados urbanos. En la provincia viven, se- gún el último censo nacional, 15,6 millones de personas, lo que repre- senta el 39% de los habitantes del país y corresponde a una densidad de 50,7 habitantes por kilómetro cuadradO (INDEC, Censo 2010), siendo la provincia más poblada de la Argentina. Según estimaciones, el Producto Bruto Geográfico de la provincia explica aproximadamen- te un tercio del ingreso nacional. Al interior de la provincia, en tan- to, es posible distinguir dos situacio- nes demográficas, productivas y socioeconómicas muy diferentes. Por un lado, el cordón urbano que bordea la Ciudad Autónoma de
Buenos Aires (denominado ‘Gran Buenos Aires’ o ‘Conurbano Bonae- rense’), que se relaciona más con la ciudad capital que con el resto de la provincia. En los distritos del Interior, por su parte, se encuentran algunas grandes ciudades (como Bahía Blanca y Mar del Plata) pero son preponderantes las pequeñas poblaciones, estrechamente vincu- ladas a la actividad agropecuaria. Debido a estas grandes diferencias, ambas regiones muestran distintos indicadores de urbanización, ingre- so, distribución, producción y con- sumo energético. Así es como los partidos que cir- cunvalan a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires muestran una es- tructura totalmente distinta a la del resto de la provincia. Apenas 24 partidos (Almirante Brown, Avellaneda, Berazategui, Esteban Echeverría, Ezeiza, Florencio Varela, General San Martín, Hurlingham, Ituzaingó, José C. Paz, La Matanza, Lanús, Lomas de Zamora, Malvinas Argentinas, Merlo, Moreno, Morón, Quilmes, San Fernando, San Isidro, San Miguel, Tigre, Tres de Febrero y Vicente López) que ocupan ape- nas el 1,2% de la superficie repre- sentan el 52% del Producto Bruto de
la Provincia. Tienen una población de 9,9 millones de personas -el 64% de los habitantes de la provincia-, con una densidad de 2.585,5 habi- tantes por kilómetro cuadrado, re- gistro que solo es superado a nivel nacional por la Ciudad de Buenos Aires. En cambio, el resto de la pro- vincia (98,8% del territorio) esta or- ganizada en 110 partidos con 5,7 millones de habitantes y una densi- dad de 18,7 habitantes por kilóme- tro cuadrado, levemente superior a los 14 habitantes por kilómetro cua- drado que marca la densidad de la Argentina. Sin embargo, con una estructura más rural y una economía fuertemente primarizada, explica el 48% del Producto Geográfico de la provincia. La gran heterogeneidad existen- te hace necesario que en reiteradas oportunidades se distinga la evolu- ción y estructura del Gran Buenos Aires de la del resto de la provincia. Tal es así que, en concordancia con sus múltiples interrelaciones econó-
micas y poblacionales, en muchos puntos es no resulta posible distinguir entre los partidos que componen el Conurbano y la Ciudad de Buenos Aires. Por ejemplo, como se explicará más adelante, en el sector eléctri- co los partidos del Gran Buenos Ai- res se encuentran interconec-tados con la Ciudad, funcionando las mis- mas empresas de distribución en ambas zonas y encontrándose bajo
la regulación del Gobierno Nacio-
nal. Esta zona es la única del país cuyo servicio eléctrico no se en- cuentra bajo jurisdicción del gobier-
no provincial. Para facilitar la lectura, se utiliza-
rá la denominación ‘Gran Buenos
Aires’ para referirse a los partidos
bonaerenses que circunvalan la Ciudad Autónoma de Buenos Aires
y pertenecen al denominado
Conurbano Bonaerense. En cambio,
se utilizará ‘Área Metropolitana’ cuando además de estos partidos
se incluya a la capital nacional.
La Provincia de Buenos Aires ocu- pa un lugar central en el Sistema Eléctrico Nacional. En el segmento de generación, en su territorio se lo- calizan algunas de las usinas más importantes del país, su parque tér- mico explica aproximadamente el 40% del total de energía producida en el país en ese tipo de centrales, mientras que en Atucha I se genera un tercio de la energía nuclear de la Argentina. Asimismo, dado que constituye la jurisdicción con mayor población del país, las empresas que prestan el servicio de distribu- ción de energía eléctrica en la re- gión administran las concesiones más importantes en términos de la
cantidad de clientes y energía fac- turada. Mediante líneas de transmi- sión de Alta Tensión se conectan las principales regiones generadoras del país con su territorio, debido a su fuerte incidencia en el consumo total y su proximidad geográfica con la Ciudad Autónoma de Bue- nos Aires, que también posee una gran demanda de energía eléctri- ca. El esquema vigente en el siste- ma eléctrico en la Provincia de Bue- nos Aires responde, tal como ocurre a nivel nacional, a la configuración resultante del proceso de reforma estructural llevado a cabo en el sec- tor a comienzos de la década del noventa.
En los primeros años de la déca- da del noventa, el gobierno de Car- los Menem implementó una serie de medidas de orientación neoliberal, tendientes a reducir la injerencia directa del Estado en la actividad económica y la prestación de servi- cios públicos, previamente conside- radas actividades estratégicas. Es- tas reformas incluían la desregu- lación de la mayor parte de los mer- cados, la liberalización de la entra- da y salida de bienes y capitales, y la privatización de las grandes em- presas estatales de servicios públi- cos. En el caso de la energía eléctri- ca, la implementación del Plan de Reforma del Estado implicó la trans- formación radical de la configura- ción del sector, a partir de la san- ción de un nuevo marco regulatorio y la privatización de Servicios Eléc- tricos del Gran Buenos Aires, S.A. (SEGBA), Agua y Energía Eléctrica (AyEE) e Hidroeléctrica Norpatagó- nica (HIDRONOR), empresas públi- cas que constituían el núcleo cen- tral de la estructura eléctrica nacio- nal, Estas empresas estatales tenían gran incidencia en el sistema eléc-
trico de la Provincia de Buenos Ai- res, donde operaban las principales centrales generadoras de la región, las líneas de transporte de Alta Ten- sión y las redes de distribución del Área Metropolitana de Buenos Aires. La sanción del Régimen de Ener- gía Eléctrica (Ley Nº 24.065) a fina- les del año 1991, junto con el Decre- to Reglamentario Nº 1.398/92 esta- blecieron un nuevo Marco Regu- latorio para el sector eléctrico, que supuso la desintegración vertical de las etapas del mercado en genera- ción, transmisión y distribución y pa- ralelamente, la segmentación hori- zontal de cada una de las empre- sas en diversas unidades de nego- cio, bajo el pretexto de alentar la competencia como forma de al- canzar la eficiencia. Finalmente, el Artículo 93 de la Ley Nº 24.065 declaraba sujeta a privatización total la actividad de generación y transporte hasta en- tonces a cargo de las grandes em- presas públicas. El traspaso al sec- tor privado de las empresas estata- les encargadas de generar, trans- portar y distribuir la energía eléctri- ca se realizó con una premura inusi-
tada y durante el bienio 92-93 se vendieron o concesionaron la ma- yor parte de las unidades de nego- cio en que fueron segmentadas. Previamente a la sanción de la Ley Nº 24.065, la estructura del sec- tor energético estaba conformada por un reducido número de grandes empresas públicas de jurisdicción
federal –SEGBA, AyEE e HIDRONOR- que controlaban las centrales de generación de energía eléctrica más importantes, así como el trans- porte en alta y extra-alta tensión, los Grandes Usuarios nacionales y la dis- tribución en el ámbito de la Ciudad de Buenos Aires, el Conurbano Bo- naerense y la ciudad de La Plata.
Cuadro I -Privatización del sistema eléctrico en la Provincia de Buenos Aires
La venta a capitales privados de los activos pertenecientes a la em- presa AyEE comenzó a finales del año 1992. En la Provincia de Buenos Aires, AyEE poseía la central térmi- ca San Nicolás, con una potencia instalada de 650 MW, que fue ven- dida en 1993 a AES Argentina, filial local del grupo norteamericano AES Corporation en u$s 66 millones. La distribución de energía eléc- trica en el área metropolitana de Buenos Aires, así como en la ciudad de La Plata, se encontraba bajo ju-
risdicción de SEGBA. A su vez, esa empresa pública operaba las prin- cipales centrales térmicas ubicadas en esa región del país. Para su privatización, la empresa fue dividida en distintas unidades de negocio; tres generadoras ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires - Cen- tral Costanera (1.131 MW), Central Puerto (979 MW), y Central Pedro de Mendoza (58 MW)-; una usina loca- lizada en la Provincia de Buenos Ai- res – la Central Dock Sud (211 MW); y tres empresas distribuidoras res-
ponsables de la prestación del ser- vicio en el Área Metropolitana y la ciudad de La Plata: EDENOR (1.920.000 clientes al momento de su privatización), EDESUR (1.865.000 clientes) y EDELAP (240.000 clientes), que fueron vendidas o concesiona- das a capitales privados en su tota- lidad en el año 1992. La privatización de las unidades de negocio continuadoras de la ac- tividad de generación y distribución de SEGBA, HIDRONOR y AyEE fue complementada con la fusión de las líneas de transmisión de extra alta tensión de 500 kV y su transferencia a la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión – TRANSENER- creada a tal efecto, y que fuera privatizada en el año 1993. A su vez, también fueron pri- vatizadas las redes de transmisión por distribución troncal, agrupando en una unidad de negocio el con- junto de líneas de transmisión y es- taciones transformadoras al interior de cada una de las regiones eléc- tricas. De esta forma, el control de las diversas unidades de negocio en que fueron segmentadas las princi- pales empresas del sector energéti-
co, tanto en lo que hace a la activi- dad de generación como de trans- porte, fueron traspasados al sector privado en un lapso relativamente breve. Lo mismo ocurrió con las em- presas distribuidoras en que fue di- vidida la actividad de SEGBA. En la mayor parte de las provincias del interior, por su parte, la actividad de distribución eléctrica estaba contro- lada por empresas públicas de juris- dicción provincial y/o cooperati- vas 1 . En la Provincia de Buenos Aires, además de las empresas de jurisdic- ción nacional SEGBA y AyEE, la Em- presa Social de Energía de la Pro- vincia de Buenos Aires Sociedad Anónima (ESEBA S.A.) -empresa pú- blica de jurisdicción provincial- era la encargada de llevar a cabo la prestación del servicio de energía eléctrica en el interior de la provin- cia mediante un esquema de inte- gración vertical que incluía las acti- vidades de generación, transporte y distribución, en aquellas regiones que no se encontraban bajo la ór- bita de SEGBA. En el marco del proceso de re- forma del sistema eléctrico a nivel nacional, el gobierno provincial de-
1 La expansión de las actividades de generación y transporte desde la década del cuarenta era realizada en su totalidad por las grandes empresas nacionales. Las empresas públicas provinciales de Córdoba y Buenos Aires eran las únicas en las que la generación adquiría cierta envergadura, aunque no llegaban a producir, en conjunto, más del 5% del total de energía. Por esta razón, la privatización de las empresas provinciales sólo fue relevante, desde el punto de vista del sistema energético nacional, en lo referente a su actividad de distribución. (Pistonesi, 2001)
claró a ESEBA sujeta a privatización. Previamente, siguiendo los linea- mientos del proceso de privatiza- ciones de las empresas federales, se segmentó su operación en las acti- vidades de generación, transmisión
y distribución, y se dividió cada una
de los segmentos en unidades de negocio. De esta forma, en el año 1997 se vendieron o concesionaron la mayor parte de las unidades de negocio en las que había sido divi- dida la empresa provincial. En el segmento de generación, ESEBA tenía sus plantas concentra- das en la zona de Bahía Blanca y la Costa Atlántica, usinas térmicas con tecnología turbovapor y turbogas, siendo el combustible más utilizado el gas natural. A los efectos de la privatización se la subdividió en dos unidades de negocio: la Central Térmica Piedrabuena, ubicada en Bahía Blanca con una potencia ins- talada de 620 MW, que fue vendi- da a un consorcio conformado por
la empresa italiana Cammuzzi y las norteamericanas CEI Citicorp y Pacific; y Centrales de la Costa At- lántica, conformada por las usinas 9 de Julio de Mar del Plata (151 MW), Necochea (204 MW), Villa Gesell (45 MW) y Mar de Ajó (30 MW), cuyo lla- mado a licitación no recibió ofertas
y su operación quedó bajo la órbita del Estado provincial.
Las líneas de transmisión en Alta
y Extra-Alta Tensión existentes en la
provincia de Buenos Aires se encon- traban antes de la privatización del sistema bajo la órbita de SEGBA. Como parte del proceso de refor- mas, fueron transferidas a TRANSENER para su privatización 230 km de líneas de 500 Kv, 522 km de 220 Kv y 328 km de 132 Kv. Las redes de transporte por distri- bución troncal pertenecientes a ESEBA, por su parte, fueron agrupa- das en la empresa TRANSBA S.A., que poseía al momento de ser privatiza- da 5.448 km de líneas de transpor- te, 64 estaciones transformadoras y once puntos de vinculación con el Sistema Interconectado Nacional (SIN). La empresa fue adjudicada a TRANSENER en la suma de u$s 220 millones, tomando posesión en agosto de 1997. Finalmente, en el segmento de
distribución, ESEBA prestaba servicio
a 790.000 clientes directos y alrede-
dor de 600.000 de manera indirecta
a través de los distribuidores munici-
pales, cubriendo una extensión de más de 291.000 km 2 en el interior de la Provincia de Buenos Aires. Para su privatización, se segmentó el área
de servicio en tres grandes unidades regionales: Empresa de Energía At- lántica Sociedad Anónima (EDEA S.A.), Empresa de Energía Norte So-
ciedad Anónima (EDEN S.A.) y Em- presa de Energía Sur Sociedad Anó-
no superó los u$s 1.300 millones. Del mismo modo, la venta de las empre-
nima (EDES S.A.). En el caso de EDEA SA, la concesión fue adjudicada a
sas públicas a manos privadas tuvo un fuerte impacto sobre el nivel de
empresa IEBA SA, controlada por
grupo italiano Camuzzi, en u$s 404
En el caso de SEGBA, por ejem-
millones. Por su parte, el Grupo nor- teamericano AES se adjudicó las
plo, en el período inmediatamente anterior a la adjudicación, el gobier-
concesiones correspondientes a EDEN SA y EDES SA, por un monto
no nacional redujo la planta de empleados en un 12%, pasando de
total de u$s 565 millones. En el caso del sector eléctrico, de
20.000 a 17.600 trabajadores. Pocos meses después de que distintos gru-
misma forma que ocurrió en gran
pos económicos (en su mayoría ex-
parte de los servicios públicos priva-
tranjeros) asumieran el control de las
tizados en la década del noventa, las autoridades nacionales y provin- ciales tomaron, previamente al lla- mado a licitación, un conjunto de medidas tendientes a hacer de la compra de las empresas públicas
siete unidades de negocio en que se había dividido su actividad, la cantidad de trabajadores disminu- yó a 11.000, y continuó con esa ten- dencia hasta que, en el año 1999, el conjunto de empresas privatiza-
inversiones atractivas para los capi- tales internacionales. De esta forma,
das empleaba solamente a 6.600 trabajadores 2 . Es decir, en un perío-
Estado absorbió gran parte de los
do de siete años, la planta de em-
pasivos de las empresas a privatizar,
pleados que tenía SEGBA cuando
la vez que redujo la planta de
era una empresa pública se redujo
empleados notoriamente. En el año 1992, al momento de hacerse efectiva su privatización, la empresa SEGBA poseía un pasivo de u$s 4.820 millones, que fueron absor- bidos en más de un 90% por el Esta- do Nacional, cuando los ingresos por la venta la ex empresa pública
en un 67% 3 . Esto se logró fundamen- talmente a través de la tercerización de parte las tareas que anteriormen- te realizaban las empresas, por lo que los nuevos empleos fueron de menores salarios, sin protección sin- dical y con muy pocos derechos la- borales.
2 APJAE, 2006. 3 Aún más, Azpiazu (2002) señala que al momento de ser privatizada, el personal ocupado en SEGBA era ya casi un 50% menor en relación a la planta existente a mediados de los años ochenta.
Desde 1992 la entidad responsa- ble del Mercado Eléctrico Mayoris- ta (MEM) es la Compañía Adminis-
miento de los precios mayoristas y
contratos en el ámbito del MEM. Paralelamente, las centrales hidro- eléctricas Yacyretá y Salto Grande
tradora del Mercado Mayorista
las nucleoeléctricas Embalse Río III
Eléctrico Sociedad Anónima
Atucha permanecen bajo jurisdic-
(CAMMESA), encargada de la co- ordinación de las operaciones de despacho de energía, el estableci-
ción del Estado Nacional, mientras que las centrales de la Costa Atlán- tica son operadas por la Provincia de Buenos Aires.
administración de las transaccio-
En cuanto al proceso de reformas
nes que se realizan a través del Sis-
restante es propiedad de la Secre-
la producción de energía autori-
privatización del sistema de aguas
tema Argentino de Interconexión
saneamiento, la Provincia de Bue-
(SADI). CAMMESA es una sociedad
nos Aires muestra algunas similitudes
anónima de gestión privada, aun-
diferencias con lo ocurrido con el
que con ‘propósito público’. Así, el 80% de su paquete accionario es propiedad de las asociaciones que nuclean a los distintos agentes del MEM 4 , cada una con una participa- ción del 20%, mientras que el 20%
taría de Energía de la Nación, en representación del interés general y de los usuarios cautivos. A su vez, el Estado Nacional posee una acción
sistema eléctrico. En primer lugar, debe destacarse que, como se se- ñaló para ese caso, hasta 1980 el sis- tema de aguas y saneamiento se encontraba gestionado en todo el país por una empresa estatal de ju- risdicción nacional, la Obras Sanita- rias de la Nación (OSN). En ese año, sin embargo, las autoridades nacio- nales implementaron la descentra-
lización de la prestación del servicio,
de oro que le permite imponer defi-
OSN transfirió a los gobiernos pro-
niciones en defensa del bien co- mún. Actualmente existen más de 100 empresas privadas que se dedican
vinciales la gran mayoría de los sis- temas de agua y saneamiento del país, con la excepción del ámbito del Área Metropolitana de Buenos Aires, que perteneció bajo la jurisdic-
zadas por CAMMESA para realizar
ción nacional. Desde entonces, en
4 Estos son la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA), Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica (AGUEERA) y Asociación de Transportistas de Energía Eléctrica de la República Argentina (ATEERA)
las distintas provincias se adoptaron numerosos regímenes de gestión del servicio de aguas y saneamiento, que incluía desde empresas públi- cas provinciales, la prestación por parte de los Municipios correspon- dientes, cooperativas y distintos ti- pos de asociaciones civiles. De esta forma, en la Provincia de Buenos Aires el sistema de aguas y saneamiento quedó, en los distintos distritos, segmentado bajo distintas jurisdicciones: nacional, en aquellos distritos en que el servicio era pres- tado por OSN; otros quedaron bajo la órbita de la empresa provincial Administración General de Obras Sanitarias de la Provincia de Buenos Aires (AGOSBA), que operaba en 53 municipios; y en el resto de los distri- tos el sistema era gestionado por el estado municipal, por cooperativas, o por asociaciones civiles de diver- sa índole. En la década del noventa, el sis- tema de aguas y saneamiento su- frió también una profunda reestruc- turación, en el marco del proceso más amplio de reforma y privati- zación de los servicios públicos. Las principales empresas prestadoras del servicio, tanto las que operaban bajo la jurisdicción nacional como aquellas que se encontraban en la órbita provincial e incluso en algu- nos municipios, fueron concesiona-
das al capital privado durante esos años. El servicio de agua y sanea- miento en el Area Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), que hasta en- tonces continuaba siendo gestiona- do por OSN, fue concesionado en el año 1993 a la empresa Aguas Ar- gentinas S.A., controlada por un consorcio cuyo principal propieta- rio era el grupo francés Suez, y en menor medida Aguas de Barcelona
y algunos capitales nacionales. En el resto de la provincia, en el año 1992 se concesionó a Sudame- ricana de Aguas el sistema de agua
y saneamiento del distrito de Pilar,
que se encontraban bajo jurisdic- ción municipal; lo mismo ocurrió con Aguas de Balcarce en 1994, Aguas de Laprida S.A. en 1996, Aguas de la Costa S.A. y Aguas de Campana S.A. en 1998. A su vez, el servicio que prestaba la empresa provincial Ad- ministración General de Obras Sa- nitarias de la Provincia de Buenos Aires (AGOSBA) –que alcanzaba más del 95% de los usuarios de los distritos del interior- fue segmentado en dos regiones y adjudicado en 1999 a sendas empresas: Azurix S.A., controlada por la norteamericana ENRON, y la empresa Aguas del Gran Buenos Aires (AGBA), cuyo prin- cipal propietario era el grupo italia- no Impregilo. Otras zonas, en las que la prestación del servicio se encon-
traba en manos municipales, coo- perativas o uniones vecinales – ma- yormente regiones alejadas de los grandes centros urbanos-, no fueron licitadas y, por lo tanto, no forma- ron parte del proceso de reforma. No obstante, a diferencia de lo ocurrido en el sector eléctrico, el escenario se modificó sustancial- mente a partir de la devaluación de la moneda que acompaño el aban- dono del régimen de Convertibili- dad. Desde entonces, las principa- les empresas prestadoras del servi- cio de agua y saneamiento en la provincia de Buenos Aires retorna- ron a manos públicas, ya sea a la órbita del Estado Nacional –a partir de la rescisión del contrato de Aguas Argentinas en 2006- o en la jurisdicción provincial, como ocurrió con la concesión de Azurix Buenos Aires y Aguas del Gran Buenos Ai- res. En el caso de Aguas Argentinas, el contrato de concesión fue rescin- dido debido a reiterados incumpli-
mientos en la prestación del servi- cio y el Estado Nacional reasumió la prestación del servicio en forma transitoria a partir de la creación de la sociedad Aguas y Saneamientos Argentinos S.A. (AySA), que hasta hoy permanece en la órbita del Mi- nisterio de Planificación Federal. Por su parte, las dos principales prestadoras del interior de la Provin- cia, pasaron también a manos es- tatales. En 2002, Azurix se retiró del país declarando rescindido el contrato de concesión y presentó una de- nuncia en el CIADI contra el Estado Provincial, asumiendo la provincia la prestación del servicio por medio de la empresa Aguas Bonaerenses SA (ABSA), creada a tal efecto. Asimis- mo, en el año 2006 el gobierno pro- vincial rescindió el contrato a AGBA por incumplimientos, y la prestación del servicio en esa región queda también bajo la órbita de la empre- sa provincial ABSA.
El Sistema Interconectado Nacio- nal posee, al mes de Mayo de 2011, 30.255 MW de potencia instalada para la generación de energía eléc- trica. En ellos, se destaca el parque térmico, con más del 58% de la ca- pacidad de generación, y en me- nor medida la potencia hidráulica, que explica el 38,4% del total. La energía nuclear, mientras tanto, re- gistra un peso relativamente débil en la capacidad total, ya que los 1.005 MW que alcanzan las nucleoe- léctricas Embalse y Atucha I –únicas dos centrales en actividad actual- mente- apenas corresponden al 3,4% de la potencia instalada en el país. El parque eólico y fotovoltaico, por su parte, muestran una muy re-
ducida relevancia a nivel nacional, con un peso marginal en la capaci- dad de generación eléctrica. En cuanto a la distribución regio- nal, presentada en el Gráfico I, se observa un peso relativamente re- partido a lo largo de todo el país, con cierta preponderancia de los parques instalados en las regiones del Comahue –donde se encuentra más de la mitad de la potencia hi- dráulica del país-, Buenos Aires y Ca- pital Federal, que en conjunto expli- can el 55% de la capacidad insta- lada para generación. Las regiones de menor peso en términos de po- tencia instalada son Cuyo, donde se encuentra el 5,3% del total, y Patagonia con el 2,9%.
Elaboración Propia en base a Cammesa
Gráfico I – Distribución de potencia instalada nacional en MW
La Provincia cuenta con 6.192,3 MW de potencia, cerca del 20% del total del país, distribuido en 31 cen- trales autorizadas por CAMMESA para operar como generadores en el MEM, constituyendo de esta for- ma la provincia de mayor capaci- dad instalada para la generación de electricidad. Aproximadamente
el 70% de la potencia instalada se encuentra en centrales ubicadas en localidades del Interior de la provin- cia, mientras que el 30% restante en usinas localizadas en el Gran Bue- nos Aires. Se destaca el marcado predominio del parque térmico, que explica el 94% de la capacidad ins- talada total en la provincia.
Gráfico II – Distribución de potencia instalada térmica en la Provincia de Buenos Aires en MW
La mayor parte de la potencia instalada en centrales térmicas en la Provincia de Buenos Aires son Ci- clos Combinadas (más modernas e eficientes), a pesar de tratarse de un reducido número de centrales. En cambio, las centrales Diesel son las más ineficientes y a pesar de ser más numerosas, apenas represen- tan el 3% de la potencia instalada. Se observa que el 43% de la poten-
cia térmica es Turbo Gas y Turbo Vapor, por lo que se podría ganar en eficiencia transformando estas centrales a Ciclo Combinado me- diante el ‘cierre del ciclo’. Las termoeléctricas más impor- tantes son General Belgrano (848 MW de Ciclo Combinado), en la lo- calidad de Zárate; AES PARANA (845 MW de Ciclo Combinado), en San Nicolás; la central GENELBA (674 MW
en Ciclo Combinado y 165 Turbo Gas), situada en el distrito de Mar- cos Paz; Dock Sud (798 MW de Ci- clo Combinado), en el partido de Avellaneda; la central San Nicolás (650 MW en Turbo Vapor y 25 MW en Turbo Gas); y la central Piedrabuena (620 MW de Turbo Va- por), ubicada en Bahía Blanca. En conjunto, estas seis centrales suman 4.625 MW de potencia instalada, lo que corresponde a más de un cuar- to de la capacidad total. En cuanto a la propiedad de las generadoras, se observa que a par- tir de la privatización de las empre- sas públicas SEGBA, AyEE y ESEBA , el lugar ocupado por el Estado en el sector eléctrico pasó a ser poco relevante. En la Provincia de Buenos Aires, actualmente sólo el 18% de la potencia instalada corresponde a
centrales operadas por organismos públicos, que en conjunto alcanzan 1.146 MW. Las centrales operadas por el sector público son, en todos los ca- sos, relativamente pequeñas, a ex- cepción de la nucleoeléctrica Atucha I, que a pesar de los reitera- dos intentos realizados durante la década del noventa, no pudo ser privatizada. No obstante, su relevan- cia en términos de potencia insta- lada es relativamente reducida, dado que Atucha I explica solo el 6% de la capacidad de generación total de la provincia. Se estima que durante el año 2012 comience a operar la tercera nucleoeléctrica del país, Atucha II, en suelo bonaerense. La construc- ción de Atucha II fue reanudada en el año 2004, luego de ser suspendi-
Gráfico III – Potencia Instalada en la Provincia de Buenos Aires por origen de capital
da durante la década de los noven- ta. Su puesta en funcionamiento se ha postergado en reiteradas opor- tunidades por lo que se retrasó has- ta 2012, recientemente debido a los trabajos de actualización en mate- ria de seguridad luego del inciden- te de Fukushima. La central tendrá una capacidad instalada de 692 MW, lo que implica un aumento del 69% de la capacidad instalada de generación nucleoeléctrica nacio- nal y un 11% de la potencia total ins- talada en la provincia de Buenos Aires. Entre las centrales térmicas, por su parte, las centrales de Necochea y 9 de Julio, en Mar del Plata, con 204 MW y 151 MW respectivamen- te, son las dos usinas más grandes entre las operadas por empresas públicas. El resto de las termoe- léctricas, en cambio, son de reduci- da potencia, entre las que se des- tacan las 15 centrales operadas por ENARSA. Desde el año 2008, ENARSA puso en práctica el denominado plan «Energía Distribuida». El mismo con- sistía en la instalación de pequeñas centrales térmicas (que funcionan indistintamente con combustibles lí- quidos o gas natural) en poblacio- nes pequeñas y medianas con pro- blemas de abastecimiento, como medida transitoria hasta que se
construyeran centrales de mayor tamaño. A la fecha se han desarro- llado dos planes de «Energía Distri- buida», que abarcan unas 27 cen- trales con 600 MW de potencia con- junta. Esto es, un promedio de 22,2 MW por central. La mayor parte de las centrales funcionan con moto- res Diesel, mientras que el resto es Turbo Gas y constituyen la forma menos eficiente de producir energía eléctrica, lo que implica mayores costos. Su instalación, si bien permi- tió solucionar en el corto plazo faltantes en generación o transpor- te en lugares puntuales, produce un consumo ineficiente de los combus- tibles. En la provincia de Buenos Aires, ENARSA instaló 9 centrales median- te los planes Energía Distribuida I y II. Cuatro son de más de 40 MW (Matheu, La Plata, Olavarría y Bra- gado que con 50 MW es la mayor), tres son de aproximadamente 20 MW (Pinamar, Junin y Pehuajó) y por último las centrales más pequeñas de Las Armas (10 MW) y Capitán Sarmiento (5 MW). Por fuera de es- tos planes, la empresa estatal insta- ló otras 6 centrales de pequeñas di- mensiones y similares características En total, las 15 centrales tienen una potencia instalada de 359 MW (24 MW en promedio): 6 Turbo Gas (183 MW) y 9 Diesel (176 MW).
En realidad, la mayoría de las centrales produce electricidad por medio de varios equipos de menor tamaño. Así es como, por ejemplo, los 50 MW instalados de Bragado se componen de dos equipos Turbo- Gas de 25 MW cada uno o los 21 MW de Pinamar son producto de 4 equi- pos TurboGas de 5 MW. Es decir, la escala con que se produce energía eléctrica es menor a la que parece mostrar la capacidad instalada, generando un consumo aún más
ineficiente del combustible, además de tener un mayor costo. Además de la mencionada Atucha II, que entraría en funciona- miento a mitad de 2012, la poten- cia de generación eléctrica de la provincia de Buenos Aires se incrementará en el mediano plazo a partir de la construcción de gran- des centrales térmicas a instarse por medio de licitaciones que ENARSA tiene pendientes, con diferentes ni- veles de avance.
Cuadro II - Detalle Potencia Instalada Térmica Estatal (en MW)
TV: Turbo vapor TG: Turbo Gas CC: Ciclo combinado DI: Diesel
A Mayo de 2011 Fuente: Cammesa
La única licitación que efectiva- mente se ha iniciado hasta hoy ha sido la de la Central Térmica Ense- nada de Barragán, a ubicarse en la localidad de Ensenada que fuera inaugurada oficialmente, aunque sin producir energía todavía, a prin- cipios de 2012 5 . Tendrá unos 560 MW de potencia de ciclo abierto, com- puesta por dos unidades Turbo Gas de 280 MW cada una. Luego, se es- tima licitar la construcción de las centrales Manuel Belgrano II en Campana -con 540 MW de Turbo Gas- para Septiembre de 2012, y Necochea II -Turbo Gas de 125 MW- estimada para Diciembre de 2012. Además, se proyecta la construc- ción de la central Mar del Plata, única Ciclo Combinado, con 180 MW de potencia para Octubre de 2012. En total, las centrales térmicas a construirse en la provincia alcan- zan los 1.405 MW de potencia, lo que significará un incremento del 23% de la capacidad instalada pro- vincial. En cuanto al origen del capital propietario de las centrales termoeléctricas en manos privadas, en la Provincia de Buenos Aires se observa un marcado predominio del capital extranjero, que controla la mayor parte de las usinas más
importantes, a excepción de la Central Piedrabuena, que desde 2007 es propiedad del holding Pam- pa Energía, de capitales locales. Las centrales de mayor potencia, por lo tanto, son propiedad de ca- pitales extranjeros, que en conjunto explica dos tercios de la capacidad instalada de generación. En parti- cular, debe señalarse que las firmas extranjeras controlan la totalidad de las plantas que generan mediante Ciclo Combinado, que son más efi- cientes que las centrales tradiciona- les Turbo Gas y Turbo Vapor, y mu- cho más que las centrales a Diesel, y por ello tienen un mayor peso en términos de generación de energía. En cuanto a la energía eólica, se mencionó que la provincia cuenta con 0,3 MW de potencia instalada que genera electricidad para el Sis- tema Integrado Nacional. Se trata de la central de la empresa inglesa Sea Energy S.A. ubicada en Neco- chea. No obstante, existen otros emprendimientos de generación eólica en la provincia que generan electricidad para el consumo local. Estas centrales, en manos de Coo- perativas de distribución, alcanzan una potencia de 6,1 MW. Sobre un total instalado eólico nacional de 30 MW, la provincia de Buenos Aires
5 En realidad, también se está licitando la construcción de la central Brigadier López, ha ubicarse en la localidad de Sauce Viejo, Santa Fe de similares características.
representa el 22% de la capacidad instalada. Esta fuerte participación es consecuencia de las condiciones geográficas de la provincia. La Cos- ta Atlántica de la Provincia de Bue- nos Aires cuenta con una intensidad de vientos similares a la Patagonia y superiores a zonas de Europa con gran desarrollo de energía eólica. No obstante, muchos de los aerogeneradores no tienen un ‘fac- tor de carga’ alto, por los largos períodos en que se encuentran de- tenidos por fallas técnicas. Estos ex- tensos lapsos fuera de servicio sue- len deberse a la dificultad de con- seguir los repuestos importados que requieren (además de su alto cos- to), ya que las Cooperativas que las operan no cuentan con ningún tipo de subsidio estatal, a pesar de que el costo de generación de la ener-
gía eólica suele ser mayor al precio en que su vende la electricidad. Para aumentar la potencia ins- talada de generación eléctrica de origen renovable, en el año 2009 el Estado Nacional lanzó, por medio de ENARSA, el programa ‘GENREN’ de «Provisión de energía eléctrica a través de fuentes renovables». En 2010, se llevó adelante la licitación de 895 MW de potencia, en su ma- yoría eólica. Estos proyectos se em- pezaron a construir este año y se espera su puesta en funcionamien- to en el 2012. En la Provincia de Bue- nos Aires se proyecta la instalación de 141,4 MW (el 15,8% del total na- cional). Esto significará un aumento en la capacidad instalada provin- cial del 2,3%. Los proyectos instala- dos son dos centrales eólicas de la empresa Sogesic S.A. de 49,5 MW
Cuadro III - Detalle potencia instalada térmica privada (en MW)
(1) Consorcio de todas las generadoras (2) YPF S.A. y Pan American Energy tienen el 20% cada una A Mayo de 2011 Fuente: Cammesa
Cuadro IV – Potencia eólica instalada en Provincia de Buenos Aires
cada uno a instalarse en la locali- dad de Tres Picos y dos centrales térmicas que funcionarán con agrocombustibles de la empresa Nor Aldyl S.A. Una de 8,4 MW en Be- lla Vista y otra de 34 MW en Braga- do. Por otro lado, si bien las centra- les hidroeléctricas explican el 38% de la capacidad instalada total a nivel nacional, en la Provincia de Buenos Aires no se encuentran este tipo de usinas, concentrándose su producción fuertemente en la ge- neración térmica. De esta manera, el marcado pre- dominio del parque térmico en la potencia instalada se manifiesta en el significativo peso de la genera- ción de energía eléctrica en este tipo de centrales. En el siguiente cuadro se presenta la cantidad de energía eléctrica generada en los doce meses entre junio de 2010 y
mayo de 2011 por tipo de central para el total del país y la Provincia de Buenos Aires. A nivel nacional, las usinas termoeléctricas registraron una ge- neración de 70.894 GW/h, lo que corresponde a más del 60% del to- tal de energía generada en ese período. Dicha proporción es leve- mente superior a su peso en térmi- nos de potencia instalada. La gene- ración hidráulica, por su parte, al- canzó en ese período los 38.233 GW/ h eléctricos, representando una pro- porción del 33% del total, es decir que en términos de generación de energía, la relevancia de las centra- les hidroeléctricas es cinco puntos menor a su peso en la capacidad instalada. Por el contrario, las centrales nucleoeléctricas contribuyeron du- rante ese período al 5,6% de la ge- neración total realizada en el SIN,
aunque las centrales nucleares sólo explican el 3,3% de la potencia ins- talada. Las usinas eólicas y fotovoltaicas, finalmente, realizaron un aporte marginal a la generación total, con apenas 2,7 y 0,16 GW/h eléctricos respectivamente. En la Provincia de Buenos Aires, por su parte, las usinas termoe- léctricas generaron a lo largo del mismo período 28.133 GW/h, de un total de 30.433 GW/h. Es decir, que el peso de la generación en centra- les térmicas es algo inferior al regis- trado en términos de la potencia instalada, aunque continúa siendo superior al 90% del total de energía generada en la provincia. No obs- tante, la energía generada en este tipo de centrales en la provincia explica cerca del 40% del total pro- ducido en usinas termoeléctricas en el país, cuando el peso en el total de la capacidad térmica era del 31%. Esto estaría indicando una
mayor utilización efectiva de las centrales térmicas bonaerenses y sus menores costos de generación. Es decir, que en la provincia de Bue- nos Aires la generación termoe- léctrica ocupa un lugar central en la producción de energía, superior al registrado por el conjunto del SIN. Geográficamente, la generación al interior de la Provincia de Buenos Aires se encuentra fuertemente con- centrada en un reducido número de usinas. Tal es así que las seis termoeléctricas de mayor tamaño - las centrales General Belgrano, AES PARANA, GENELBA, Dock Sud, San Nicolás y Piedrabuena- produjeron entre junio de 2010 y mayo de 2011 24.258 GW/h de energía, lo que co- rresponde al 80% del total de ener- gía producida en el período consi- derado, mientras que la nucleo- eléctrica Atucha I, con 2.300 GW/h explica el 8% del total generado a nivel provincial.
Cuadro V – Generación anual Junio/2010 – Mayo/2011 (en GW/h)
La actividad de transporte de energía eléctrica es considerada como un servicio público que, por sus características técnicas, consti- tuye un ‘monopolio natural’, sujeto a regulación y control por parte del Estado. Las empresas conce- sionarias que tienen a su cargo la prestación del servicio deben trans- portar la energía eléctrica genera- da en las centrales térmicas, hidráu- licas y nucleares hasta las redes de distribución. Dentro del marco regulatorio vi- gente a partir de la reforma, las empresas de transporte tienen como principal obligación la de operar y mantener los sistemas otor- gados en concesión con un nivel de calidad satisfactorio. Tal nivel viene dado, para cada una de las empre- sas, a partir de considerar la capa- cidad de transporte dada por la máxima disponibilidad de todos sus equipos e instalaciones. Sobre esta base se determinan los ingresos de la empresa, que deben cubrir los costos de mantenimiento y opera- ción de la red de transporte, más un margen de ganancia ‘razonable’. Las concesionarias reciben, por un lado, una remuneración en concep- to de conexión y capacidad de
transporte, y por el otro un ingreso por la cantidad de energía efecti- vamente transportada. A su vez, en caso de que las instalaciones no se encuentren disponibles para trans- portar energía, el ente regulador penaliza a la concesionaria en fun- ción del tiempo de indisponibilidad del sistema. En la Argentina, el sistema eléc- trico tiene la particularidad de que los principales centros generadores -especialmente cuando no se trata de centrales térmicas- se ubican a gran distancia de las zonas de ma- yor demanda, por lo que las líneas de Alta y Extra-Alta tensión poseen una gran extensión. La actividad de transporte en la Argentina está sub- dividida en dos sistemas. Por un lado, el tendido de líneas de 500 kV, en conjunto con las estaciones transformadoras y compensadoras correspondientes, conforman el Sis- tema de Transporte de Alta y Extra- Alta Tensión, que conecta entre sí las distintas regiones eléctricas del SADI; mientras que el conjunto de lí- neas con niveles de tensión meno- res (132 kV, 220 kV y 330 kV) integra los diferentes Sistemas de Transpor- te por Distribución Troncal, que co- necta generadores, distribuidores y
grandes usuarios al interior de cada una de las regiones eléctricas del país. En la Provincia de Buenos Aires,
el servicio de transmisión de energía
eléctrica es operado en su totalidad
por la empresa TRANSENER, contro- lada por el grupo de capitales na- cionales Pampa Energía, con una participación casi del 25% de
ENARSA y Electroenergía. Como se mencionó, en el marco del proceso de privatización del sector eléctrico, las líneas de transmisión de 500 kV pertenecientes a SEGBA, AyEE e HIDRONOR fueron fusionadas y transferidas a TRANSENER. A su vez, las redes de transporte por distribu- ción troncal pertenecientes a ESEBA fueron agrupadas en la empresa TRANSBA, cuya privatización fue adjudicada a su vez a TRANSENER. De esta forma, la empresa contro- lada por capitales nacionales ope- ra en la provincia ambos sistemas.
A continuación se muestran las prin-
cipales líneas de transmisión que opera la empresa concesionaria. La empresa TRANSENER opera en la Provincia de Buenos Aires tres lí- neas de 500 kV, que conectan gran- des regiones generadoras con el área Metropolitana: dos líneas des- de la región del Comahue, una a través de Bahía Blanca y otra a tra- vés de Henderson; y una desde Nor- te, vía Salto Grande y Santa Fe, que conecta Yacyretá con la provincia de Buenos Aires. Estas líneas termi- nan en un cordón que circunvala la Ciudad de Buenos Aires, uniendo las localidades de Gral. Rodríguez, Ezeiza y Abasto, también manejado por TRANSENER. El sistema de transporte por dis- tribución troncal, cuya red corres- ponde a la concesión de TRANSBA, por su lado, se compone actual- mente de 6.110 km de líneas de transmisión (177 km de 220kV, 5.535 km de 132kV y 398 km de 66kV), y 91 estaciones transformadoras.
Mapa I -Líneas de transporte de energía eléctrica en Buenos Aires
El segmento de distribución de energía eléctrica en la Provincia de Buenos Aires se encuentra dividido en dos grandes sistemas. Por un lado, en la región del Conurbano Bonaerense y el Gran La Plata ope- ran tres empresas de jurisdicción nacional (EDENOR, EDESUR Y EDELAP) que prestan el servicio de distribución en la región operada previamente por SEGBA, y su activi- dad es regulada por el Ente Regu- lador de la Electricidad (ENRE), or- ganismo de jurisdicción nacional. Por el otro, en los distritos del Interior de la provincia, tras la privatización de ESEBA el servicio de distribución se dividió en tres regiones adminis- tradas por sendas empresas (EDEA, EDEN y EDES) que actúa bajo juris- dicción del Estado Provincial y regu- lada por el Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA). De esta forma, EDENOR presta servicio en los partidos de Tigre, Es- cobar, San Martín, San Fernando, San Isidro, Vicente López, General Las Heras, General Rodríguez, Hurlingham, Ituzaingó, José C. Paz, La Matanza y Malvinas Argentinas, en el noroeste del Gran Buenos Ai- res, así como en la zona norte de la
Ciudad de Buenos Aires, lo que com- prende una superficie de 4.637 km cuadrados, abasteciendo en la ac- tualidad a 2,6 millones de clientes y una población de aproximadamen- te 6,8 millones de habitantes. La fir- ma es controlada por Pampa Ener- gía y es responsable de la adminis- tración una red de 35.855 km, en su mayor parte líneas de baja tensión. En el caso de EDESUR, cuya con- cesión es operada por la española Endesa, presta el servicio de distri- bución de energía en zona sur de Capital Federal y doce partidos de la provincia de Buenos Aires (Almi- rante Brown, Avellaneda, Beraza- tegui, Cañuelas, Esteban Echeverría, Ezeiza, Florencio Varela, Lanús, Lo- mas de Zamora, Presidente Perón, Quilmes y San Vicente) en un área total de 3.309 km 2 , con 2,3 millones de clientes y una población en la región de aproximadamente 6,1 millones. La empresa opera una red de distribución de 32.500 km de lon- gitud. EDELAP es la empresa de menor tamaño entre las creadas en el pro- ceso de privatización de SEGBA, atendiendo actualmente a 320 mil clientes, aunque su concesión co- rresponde a un área superior a las
de EDENOR y EDESUR, con 5.700 km 2 , correspondiente a los partidos de La Plata, Berisso, Ensenada, Brandsen, Magdalena y Punta Indio. La con- cesión de EDELAP es operada por la norteamericana AES. Iba a ser
transferida a jurisdicción del Gobier- no Provincial pero a la fecha no se ha efectuado. La prestación del servicio de Dis- tribución en mayor parte del territo- rio de la provincia de Buenos Aires
Mapa II - Área de concesión de la ex -ESEBA
se encuentra bajo jurisdicción del Estado Provincial. La mayor de las empresas distribuidoras que operan en el in- terior de la Provincia de Buenos Ai- res en términos de cantidad de clientes es EDEA, que atiende a 470.725 clientes en un área de 105.438 km 2 . La empresa, cuyo ac- cionista mayoritario es la italiana Camuzzi, presta servicio en forma directa en 17 localidades (Gral. Alvear, Tapalqué, Rauch, Pila, Gral. Belgrano, Gral Guido, Ayacucho, Dolores, Chascomús, Tordillo, Gral Lavalle, Partido de la Costa, Santa Clara, Gral. Pueyrredón, Gral. Alvarado, Lobería y González Chaves), contando además entre sus clientes a 35 cooperativas eléc- tricas encargadas de la distribución de energía en otras ciudades com- prendidas en su área de concesión. Entre ellas, 12 operan como distribuidoras del MEM: Azul, Barker, Castelli, Lezama, Las Flores, Necochea, Olavaria, Ranchos, San Bernardo, Tandil, Tres Arroyos y Villa Gesell. En el norte de la provincia, por su parte, el servicio de distribución co- rresponde a la concesión de EDEN, que opera organizada a través de 36 sucursales agrupadas en 8 áreas geográficas de trabajo, con cabe- ceras en las ciudades de San Nico-
lás, Arrecifes, Campana, Junín, Chivilcoy, Mercedes, Lincoln y Car- los Casares. La empresa, operada actualmente por el grupo nacional Pampa Energía, cuenta con 334.000 clientes en un área de concesión de 109.141 km 2 , y administra 17.780 km. de líneas de media y baja tensión. Las cooperativas que operan como agentes del MEM en su área de con- cesión son San Antonio de Areco, Chacabuco, Colón, Luján, Monte, Moreno, Pergamino, Ramallo, Rivadavia, Rojas, Saladillo, Salto, San Pedro, Trenque Lauquen, Zárate y la Cooperativa de Piedritas. Finalmente, los distritos del sur de la Provincia de Buenos Aires corres- ponden al área de concesión de EDES, operada por la norteamerica- na AES, que presta servicio a 169.636 clientes mediante una red de 4.770 km de líneas de baja, media y alta tensión en 76.500 km 2 . Su jurisdicción abarca los partidos de Adolfo Alsina, Bahía Blanca, L. Rosales, Cnel. Dorrego, Cnel. Pringles, Cnel. Suárez, Gral. La Madrid, Guaminí, Laprida, Monte Hermoso, Patagones, Puán, Saavedra, Tornquist y Villarino, con cabecera en las ciudades de Bahía Blanca y Coronel Suárez. Asimismo, en su área de concesión operan como agentes del MEM las coope- rativas de Coronel Dorrego, Pigüé, Coronel Pringles, Punta Alta y Puán.
Luego de la desregulación y
privatización de las empresas eléc- tricas, se instauró un sistema de tari- fas que se establecían de acuerdo
a los costos originados en los seg-
mentos de generación y transporte.
A partir de entonces, las tarifas eléc-
tricas fijadas para cada período quedan compuestas por los costos de adquisición de energía y poten- cia en el Mercado Eléctrico Mayo- rista (MEM), que incluye los costos asociados de transporte, y por un valor agregado por el servicio de distribución. Las tarifas se eran ajus- tadas según el costo de compra de energía y potencia en el MEM y el cargo por distribución se actualiza- ba semestralmente, de acuerdo con un índice combinado de pre- cios de los Estados Unidos. La Ley de Emergencia Pública de 2002 rompió el marco regulador he- redado de la Convertibilidad al pesificar y congelar las tarifas. No se realizó la actualización periódica y los contratos de las concesiones debían ser renegociados. No obs- tante, el Estado no generó una nue- va estructura normativa que reem-
plazara a la existente. Los montos reconocidos a las transportistas y distribuidoras, como las tarifas a los consumidores residenciales se man- tuvieron congelados. A pesar de ello, las tarifas no residenciales evi- denciaron un crecimiento sostenido en todo el país, llegando en Diciem- bre de 2010 a un incremento pro- medio de 173% con respecto a Di- ciembre de 2001 7 . Si se compara este crecimiento con la evolución del índice de precios mayoristas (IPIM) para el mismo período, las ta- rifas no residenciales mostraron un aumento significativamente menor al resto de los insumos (348%). Luego del 2004 se implementó un sistema de premios y castigos para incentivar el ahorro de energía eléc- trica. Con la implementación del PUREE (Programa de Uso Racional de Energía Eléctrica), las tarifas de los usuarios residenciales se vieron afectadas por bonificaciones o car- gos adicionales que dependían del nivel de ahorro en el consumo. Cabe aclarar que en el área Metro- politana, dicho programa se centró en el 60% del total de los usuarios
1 Fuente INDEC Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM)
residenciales, aquéllos que consu- mían más de 300 Kwh cada bimestre. Como el consumo eléctrico es un insumo fundamental para la vida y el desarrollo, su nivel de consumo depende menos del valor de la tari- fa que de variables sociales y eco- nómicas. Aún más, este tipo de pro- gramas terminan teniendo un im- pacto mayor en los sectores de menores ingresos, que por lo gene- ral poseen equipos de mayor de- manda energética y que, por las características de sus hogares -cali- dad de los materiales, tipo de cons- trucción, zona geográfica en la que habitan-, requieren de un consumo más elevado para la vida diaria, a la vez que gastan una proporción mayor de sus ingresos en servicios básicos. Como el programa se basa en comparar el consumo realizado con el período tomado de base (2004 o 2005, según el tipo de consumo). Como no existe ningún tipo de co- rrección por número de habitantes ni producción (en caso de las em- presas) más que premiar el ahorro se castiga el crecimiento ya que los hogares que hayan experimentado una mejoría en su calidad de vida, con más artefactos eléctricos (y hasta el caso en que vivan más per- sonas en ellas) son multados por ex-
ceder el consumo ‘base’. Lo mismo sucede para las empresas que en vez de ser premiadas por un aumen- to de la capacidad instalada o de la producción (lo que necesaria- mente implica un mayor consumo pero de ninguna manera un ‘des- pilfarro’) reciben grandes multas por exceder el consumo. Esto hace que en realidad no se mida el ‘ahorro’ y trajo como consecuencia que des- de su implementación, sean más los usuarios que son castigados que los premiados por el programa lo cual es una muestra de la inutilidad de estrategias de limitación del consu- mo eléctrico por medio de un incre- mento del costo. Posteriormente, se realizaron ajus- tes de las tarifas eléctricas. Con la Resolución 328/2008 y luego la 356/ 2008, a partir del 1º de julio de 2008, en la zona de jurisdicción del ENRE rige un aumento que afecta a los usuarios residenciales medianos y grandes, implicando el descon- gelamiento del precio del consumo domiciliario que había quedado su- jeto a los valores fijados en 2001. Di- chas resoluciones dividen a los usua- rios residenciales por consumo: los usuarios T1R1 y T1R2 con consumos menor o igual a 650 kw/h bimestra- les no sufren incremento; y los usua- rios con consumo superior a 650 kw/ h bimestrales, alrededor del 20% del
total, reciben un aumento en la ta- rifa eléctrica. El mayor valor que abonen debe ser destinado íntegra- mente a inversiones que mejoren la
calidad del servicio. En noviembre de 2008, con la Resolución 628/2008, la brecha en las tarifas para usuarios con distin- tos niveles de consumo se incrementó aún más. Para los usua- rios cuyo consumo superaba los 650 kw/h por bimestre se impusieron in- crementos que fueron desde el 94%
y llegaron en promedio al 358% (res-
pecto a la tarifa de julio) en el car- go variable para los consumos su- periores a 2.800 kw/h. Como se mencionó, las seis distribuidoras que operan en territo- rio de la Provincia de Buenos Aires, dependen de diferentes niveles gu- bernamentales y, por lo tanto, en- tes reguladores. Mientras que EDESUR, EDENOR y EDELAP se en- cuentran bajo el control del ENRE y jurisdicción del Gobierno Nacional, EDEN, EDEA y EDES dependen de OCEBA, de Gobernación de la Pro- vincia de Buenos Aires. Esto hizo que
a nivel tarifas, que son regulados por
los organismos públicos correspon- dientes en cada jurisdicción, presen-
ten grandes diferencias. En las distribuidoras bajo la órbita de la provincia, no sólo se mantuvo las diferencias de tarifas existentes en
la Convertibilidad, sino que los au- mentos registrados fueron superiores a los vigentes para el área bajo con- trol nacional. Antes de comparar los esquemas tarifarios vigentes, deben realizarse una serie de aclaraciones. El siste- ma tarifario del servicio de distribu- ción de energía eléctrica es muy complejo, existiendo múltiples tari- fas, aún para un mismo territorio o distribuidora, según el consumo mensual, el tipo de consumidor, la potencia máxima demandada y la demanda existente en el momento del consumo. Aún para cada cate- goría tarifaria, los cargos variables y fijos varían según el nivel de consu- mo mensual y la potencia deman- dada. Por esta razón, se ha selecciona- do un ejemplo de consumo domici- liario y uno de consumo industrial para ver las diferentes tarifas vigen- tes en un mismo momento (Julio 2011) en cada distribuidora bonae- rense. Para el caso del consumo domiciliario, se utiliza la denomina- da T1R2 (Consumo bimestral entre 300 kW/h y 1.400 kw/h) para un con- sumo mensual de 350 kW/hora. Para los consumos industriales, por su par- te, se tomó la categoría T3-BT. Para estos usuarios, la tarifa no varía de acuerdo al consumo mensual (sal- vo para las industrias dependientes
de las cooperativas) sino por la po- tencia máxima demandada, por lo que tomará una potencia de 350 KW para la comparación. Se selec- cionaron estas categorías y consu- mos de forma arbitraria, ya que las diferencias marcadas se repiten para cada uno de los niveles. Para todas las distribuidoras, se compararán las tarifas «con subsi- dios», que son las efectivamente abonadas por los consumidores. Esto se debe a que sobre las tarifas supuestamente vigentes en la ac- tualidad, se instauraron subsidios al consumo que varían según el mes del año. En rigor, debe señalarse que los subsidios son aplicados por tiempos cortos y renovados a su ven- cimiento, y constituyen un instru- mento implementado para resolver los problemas tarifarios en el corto plazo, pero sin crear un nuevo orde- namiento normativo que regule la actividad 8 . Como se observa, la realidad de las tarifas en la Provincia de Buenos Aires marca dos situaciones diame- tralmente distintas. La tarifa que abonan los hogares por cada kW/ hora consumido varía notablemen- te de acuerdo a en qué jurisdicción se encuentre. Mientras que los ho- gares ubicados en el área Metropo- litana abonan unos $ 0,0456 por kW/
h consumido, los residentes del res- to de la provincia pagan $ 0,2568, casi 5 veces más por el mismo servi- cio. Este mayor costo no tiene nada que ver con los costos de genera- ción ni transporte ya que, como se mostrará más adelante, el interior de la provincia de Buenos Aires genera más electricidad que la que consu- me, transportándose los excedentes hacia la zona Metropolitana. Edenor es la distribuidora que presenta las menores tarifas, mientras que EDEN tiene los valores más altos. Como se utilizó el caso de un consumo men- sual de 350 kW/h, la diferencia de tarifas entre estas dos distribuidoras representa unos $ 77 por mes, a los que se le debe sumar los impuestos específicos tanto nacionales como provinciales y municipales. En cambio, para las industrias, todas las distribuidoras tienen nive- les de tarifa similar. Llama la aten- ción que mientras que en las distribuidoras del Gran Buenos Aires las industrias deben abonar por kilowatt/hora consumido una tarifa casi tres veces superior a la de los hogares, en el resto de la provincia su tarifa sea casi la mitad que la de las familias. Para las distribuidoras del interior de la provincia, existe además una tarifa especial para los domicilios de
2 Mansilla y Perrone (2010)
ocupación no permanente. En di- chos casos existe la categoría «T1RE» (Residencial Estacional) con tarifas por energía consumida menores al resto de los hogares -aunque igual- mente varias veces superiores a los de la zona Metropolitana- pero con altísimos Cargos Fijos. Esto es, los montos que los hogares deben pa- gar a las distribuidoras a pesar de no consumir energía eléctrica. Es decir que los hogares que no con- sumen durante gran parte del año,
por lo que no generan gasto algu- no para las distribuidoras, deben pagar un costo fijo que es más de 8 veces superior a la del resto de los consumidores residenciales. Esta categoría había sido crea- da en 1996 por la ley 11.769, que estipuló el marco regulatorio eléc- trico, previa a la privatización de la estatal ESEBA, como un beneficio más para las empresas que se adju- dicaron la concesión del servicio eléctrico.
Gráfico IV: Cargo variable vigente por kW/h por Distribuidora
Fuente ENRE y OCEBA
Gráfico V: Cargo Fijo Domiciliario por mes
Fuente OCEBA
Para categorizar un hogar como «estacional» se determina sobre la base de períodos con consumos significativamente mayores o meno- res, equivalentes al 75%, respecto del consumo promedio anual. Esto hace que muchos hogares de ocu- pación permanente pero que por alguna circunstancia especial mo- difican su consumo eléctrico sean pasados a esta categoría, debien- do abonar tarifas mayores a las que le correspondería. A su vez, para evitar esta categoría y abonar tari- fas muy superiores, las residencias de uso estacional, a pesar de encon- trarse desocupadas, suelen dejar luces prendidas durante varios me-
ses, lo que representa un derroche de energía y un peligro para la se- guridad. La mantención de este tipo de tarifas que generan consumos in- necesarios, mientras se pretende implementar programas de ahorro energético como el mencionado PUREE o la entrega de lámparas de bajo consumo, resulta en una evi- dente contradicción. Diversas enti- dades de la sociedad civil han pre- sentado reclamos ante esta inequidad, y recientemente se ha pedido su inconstitucionalidad en la justicia provincial. Debe tenerse en cuenta que en todos los casos, nos estamos refirien- do a las tarifas estipuladas por el
ente regulador y no de los montos efectivamente abonados por los consumidores, a los que deben su- marse los impuestos específicos y generales que abona el servicio eléctrico. Sobre las tarifas mencionadas, existen dos impuestos que tienen validez nacional. Son el 21% de Im- puesto al Valor Agregado y un 6‰ del Fondo Provincial para la Provin- cia de Santa Cruz (instaurado por la Ley 23.681 de 1989). Este fondo te- nía como propósito subsidiar los mayores costos que tenía la provin- cia al no estar conectada al Siste- ma Integrado Nacional y para finan- ciar las obras de interconexión. El Sistema Patagónico fue vinculado en 2006 gracias a la construcción de una línea de 500 kv entre Choele-
Choel y Puerto Madryn y en 2008 se llevó la línea hasta Pico Truncado, gracias a obras financiadas por el Estado Nacional, sin utilizar el Fondo Provincial, que continúo en manos de Santa Cruz. A pesar de ya estar interconectada, la Provincia de Santa Cruz continúa recibiendo el 6‰ de toda la electricidad factu- rada en el país. Pero además de estos impuestos nacionales, existe una importante carga impositiva de origen provin- cial. Estos impuestos son particular- mente importantes para el consumo domiciliario, lo que hace aumentar el monto a abonar por los hogares de la provincia por sobre lo corres- pondiente a la Ciudad de Buenos Aires. Los impuestos Provinciales y sus tasas son las siguientes.
Cuadro VI: Impuestos y contribuciones sobre energía eléctrica (en porcentaje)
Es decir, los hogares de la Provin-
cia de Buenos Aires deben erogar un 27,6% del valor de la energía eléctrica consumida en impuestos y contribuciones provinciales. Si se re- cuerda que las tarifas en el interior de la provincia son mayores que en la Ciudad de Buenos Aires, estos im- puestos refuerzan la diferencia exis- tente, haciendo que para un mismo consumo supuesto de 350 kW/h, los hogares bonaerenses deben abo- nar más impuestos que los porteños por la electricidad utilizada, llegan-
do a una boleta 6,5 veces superior 9 . En el caso de las industrias, que no tenían grandes diferencias de tarifas entre la Ciudad de Buenos Aires y la Provincia, los impuestos provinciales son mucho más reduci- dos, limitándose sólo a los destina- dos a las Rentas Generales y a los Municipios. Es decir, aquellos que no están financiando obras eléctricas.
A estos impuestos se le debe su-
mar el 21,6% de impuestos naciona- les, por lo que un hogar en el interior de la Provincia de Buenos Aires debe abonar, además de tarifas por kilowatts consumido más altas, un 49,2% en carácter de impuestos. Así, los gravámenes sobre el consumo eléctrico llegan a casi la mitad del
costo de la energía consumida por los usuarios residenciales. A nivel local las propias Munici- palidades están habilitadas a impo- ner cargos específicos en las tarifas. Esto se suma a que las cooperativas de distribución suelen incluir en las facturas eléctricas diversas alícuotas que tergiversan la tarifa, tales como tasas por alumbrado público, cuo- tas sociales, tasas asistenciales y hasta servicios funerarios que no tie- nen que ver con la distribución eléc- trica pero que encarecen el servi- cio 10 . Por ejemplo, la Cooperativa de Electricidad de Luján Ltda. incluye en su factura tres cargos generados por ordenanzas municipales (Nº 2.284, 2% para Servicio Público de seguridad ante siniestros; Nº 2.461, 5% para el Fondo comunitario de obras de infraestructura; y Nº 4.461, 5% por Servicio asistencial y Acción Social). Es decir, los consumidores de Luján deben abonar un 12% más sus facturas de electricidad por servi- cios no relacionados. Pero además se incluye cuotas para bomberos, servicio fúnebre, cementerio priva- do y la propia cuota social de la cooperativa.
9 La Ciudad de Buenos Aires también cuenta con un impuesto del 6% destinado a Rentas Generales 10 En Secretaría de Energía (2002) se presenta un listado completo de los cargos cobrados por las diferentes cooperativas.
En el mismo sentido, la Coopera- tiva Ltda. de Consumo de Energía Eléctrica y Servicios Anexos de Olavarría adiciona a la tarifa eléc- trica un 20% en carácter de tasa municipal (ordenanza Nº 103/74) como Tasa de Alumbrado Público, además de un cargo fijo de $9 (or- denanzas Nº 471/86 y Nº 2101/96 para solventar las obras hidráulicas por las inundaciones sufridas en la década del ochenta y para pavi- mento, respectivamente) y una contribución de acuerdo a canti- dad de acciones en la cooperati- va. Es decir los consumidores de Olavarría abonan casi un 70% de su tarifa eléctrica en impuestos nacio- nales, provinciales y municipales. La provincia de Buenos Aires tie- ne, en cuanto a las tarifas, una par- ticularidad. En el año 2001 se apro- bó la Ley 12.698 que establece la aplicación de una tarifa eléctrica de interés social (TEIS) para clientes que se encuentran imposibilitados de acceder o mantener el servicio eléctrico, y cuyo consumo no exce- da los 150 kilowats (kW) mensuales. La tarifa eléctrica de interés social (TEIS) otorga a los usuarios desocu- pados, jubilados o pensionados que no superen el haber mínimo, titula- res de pensiones graciables y del Programa de Inclusión Social para Jefes de familias una tarifa por la
electricidad consumida reducida en un 40%. Asimismo, la carga impositiva se reduce. Según la ley, las empresas no pueden alterar las
condiciones de calidad del servicio eléctrico a los beneficiarios de la tarifa social, y el subsidio debe ser financiado por las propias distribuidoras. La historia de este beneficio co- mienza en 1999, cuando el Sindica- to de Luz y Fuerza de Mar del Plata
y la Federación de Trabajadores de
la Energía de la República Argenti-
na (FeTERA) comenzaron a reclamar
a la distribuidora EDEA por los nive-
les tarifarios aplicados junto a las agrupaciones barriales, fomentistas
y de desocupados de Mar del Pla-
ta. En ese momento, la ciudad bal- nearia era uno de los puntos de mayor desocupación del país y la crisis había impedido a muchos usuarios carenciados continuar abo-
nando el servicio eléctrico, razón por
la que eran desconectados del sis-
tema. Finalmente, se logró el reco- nocimiento de una tarifa subsidiada para los sectores carenciados, y se marcó la necesidad de una ley que permitiera su aplicación en toda la provincia. Hasta la aprobación de la ley se dieron varios pasos con un fuerte reclamo de la sociedad civil en su conjunto en pos de la universaliza-
ción del beneficio. En primer lugar, en enero de 2002, el Ministerio de Obras y Servicios Públicos creó una resolución donde «permitía a las empresas» cobrar tarifas inferiores. En junio de 2000, se llegó al dictado del Decreto 1522 que creó la tarifa eléctrica de interés social (TEIS). El beneficio pasó a ser definitivo cuan- do se promulgó la Ley 12.698, instaurando la tarifa en toda la pro- vincia. Sin embargo, en su artículo 1º se estipula que «las distribuidoras eléc- tricas en el ámbito de la provincia de Buenos Aires, podrán otorgar a sus usuarios residenciales con esca- sos recursos» la mencionada TEIS, sin que la legislación indique su obliga- toriedad. Así es como, por ejemplo la distribuidora EDEA sea quien ten- ga más beneficiarios de la TEIS (unos 17.170 en 2010) que representa ape- nas un 4,2% del total de sus clientes residenciales. Existen zonas enteras de la provincia en donde el men- cionado beneficio no es aplicado. Por ejemplo, dentro de la zona de influencia de EDEA, las localidades de San Clemente, Las Toninas, Cos- ta Chica, Santa Teresita, Mar del Tuyú y Costa del Este, no cuentan con la posibilidad de acceder a la tarifa eléctrica de interés social.
Las empresas distribuidoras, ade- más de negarse a reconocer los casos en que se debería aplicar la tarifa de interés social, obligan a los beneficiarios a abonar la infraestruc- tura e instalación necesaria para la conexión eléctrica, lo cual hace que muchos posibles beneficiarios se vean excluidos de este derecho, al estar imposibilitados de afrontar estos gastos. Este accionar es contrario al in- terés de la Ley, que se proponía dis- minuir las conexiones ilegales y re- conocer (como se expresa en los fundamentos del decreto regla- mentario) que el «servicio público de electricidad, por su carácter esen- cial, permite mantener condiciones mínimas para la salud pública y la seguridad de la comunidad respec- to de las cuales el Estado Provincial no puede mantenerse prescinden- te». Asimismo, el límite de 150 kW de consumo resulta muy bajo ya que los hogares de bajos recursos, que son a los que debería orientarse este beneficio, suelen ser más numerosos que una familia tipo, además de que, por lo general, no cuentan con servicio de gas natural, razón por la cual gran parte de su calefacción se realiza con energía eléctrica.
La Provincia de Buenos Aires constituye una de las regiones de mayor consumo de energía eléctri- ca del país. Asimismo, la Ciudad Au- tónoma de Buenos Aires demanda todos los años una gran cantidad de electricidad. En conjunto, ambos distritos explican el 52% del consu- mo total de energía del país, corres- pondiendo el 40% a la región Me- tropolitana de Buenos Aires, y el 12% restante a los distritos del Interior de la Provincia de Buenos Aires. Como se mencionó, debido a las interconexiones existentes entre am-
bos distritos, que llegan hasta com- partir las mismas empresas distribuidoras, es imposible distinguir el consumo eléctrico de los partidos del Gran Buenos Aires de los de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. No obstante, a pesar de que la in- formación oficial muestra como ‘GBA’ el consumo eléctrico del área Metropolitana en su conjunto, es po- sible comparar su peso en el consu- mo con respecto a su participación en la generación. Lo mismo puede realizarse con el resto de los distritos de la provincia.
Gráfico VI - Generación y Demanda de Energía Eléctrica por Región
Elaboración propia. Fuente CAMMESA. Demanda 2010 – Generación Anual Junio/2010 – Mayo/2011
Como se observa en el Gráfico VI, la cantidad de energía produci- da en el Gran Buenos Aires y la Ciu- dad Autónoma es muy inferior a la que ambos distritos consumen anualmente. La región del Área Metropolita- na de Buenos Aires (GBA), constitu- ye el principal generador de elec- tricidad del país, ya que el 22% del total de energía es producida en
centrales localizadas en ese territo- rio. Sin embargo, esa jurisdicción concentra el 40% del consumo de energía eléctrica para el año 2010, muy por debajo del nivel generado en la región. Es decir, que el Área Metropolitana de Buenos Aires de- manda mucha más energía de la que genera anualmente, y que solo es parcialmente compensada por la producción excedente en el In-
Gráfico VII – Consumo de energía eléctrica por distribuidora Año 2010 (en GW/h)
terior de la Provincia de Buenos Ai- res. Podemos estimar que un tercio de la electricidad que necesita el área Metropolitana del resto del país es generada por el resto de la provincia. Como esto no es suficiente, su ni- vel de consumo exige que se trans- mita un gran volumen de electrici- dad (equivalente a 18 mil GW/h para el año 2010) a través de las re- des de transporte de alta tensión del SADI desde las regiones superavi- tarias en términos de generación y consumo de energía, tales como el Comahue (que produce el 13% del total de energía eléctrica, pero sólo consume un 4% del total) y el NEA (que gracias a la producción de Yacyretá posee una gran genera- ción excedente), que se encuen- tran a gran distancia del AMBA. Al interior de las regiones del Área Metropolitana de Buenos Aires y los distritos del Interior de la provincia, por su parte, el consumo de ener-
gía eléctrica se encuentra fuerte- mente concentrado en el área de concesión de EDENOR y EDESUR, en las que habita la mayor cantidad de población. Como puede apreciarse en el gráfico, estas dos empresas vendie- ron durante el año 2010 35.618 GW/ h, es decir, más del 75% de la elec- tricidad consumida en conjunto en la Provincia de Buenos Aires y la CABA. La empresa EDELAP, mientras tanto, facturó 2.686 GW/h de ener- gía eléctrica, correspondiendo al 5,7% del total. Los partidos del Inte- rior de la Provincia de Buenos Aires, por su parte, demandaron a lo lar- go del año 2010 un 18% de la ener- gía consumida en esta región, de los cuáles un 5,6% se explica directa- mente por facturación de EDEN, un 5% a energía vendida por EDEA, y un 1,9% a EDES, mientras que el 5,5% restante corresponde a Cooperati- vas que operan en las áreas de con- cesión de estas empresas.
Si bien no se han hallado reser- vas de hidrocarburos en su territo- rio, la provincia de Buenos Aires cuenta con tres cuencas sedimentarias que podrían indicar su presencia: la Cuenca del Salado que nace en el centro de la provin- cia y se expande hacia el Océano Atlántico pasando por la Bahía de Samborombón; la Cuenca de
en la Cuenca del Salado donde la empresa Sun Oil perforó en 1969 el primer pozo offshore del país (Pozo Samar, con una profundidad de 3.245 metros). En 1970, la empresa Hunt perforó el primer pozo offshore en la Cuenca del Colorado (Pozo Ballena, de 4.402 metros). En la dé- cada del setenta, Yacimiento Petro- líferos Fiscales (Y.P.F.) comenzó la
Claromecó desde la zona de la Tandilia hacia el Sur y la Cuenca del Colorado, desde el Río Negro hacia
perforación en la Cuenca Colora- do Marina, constituyendo el primer pozo realizado por una empresa es-
tatal, ya que los pozos anteriores fue-
En estas cuencas se han realiza- do 39 pozos exploratorios en busca
ron realizados por empresas priva- das. En 1977, con la plataforma de
de hidrocarburos, aunque sin que se registren hallazgos significativos que permitan el desarrollo de extracción efectiva: 12 en la Cuenca del Sala- do (4 en tierra y 8 offshore) y 27 en
perforación semisumergible bauti- zada General Mosconi, construida en astilleros franceses, perforó los pozos Puelche y Ranquel. Recién en 1994, en el pozo Cruz del Sur (Con-
Cuenca del Colorado (9 en tierra
sorcio Unión Texas; Y.P.F. y Pérez
18 offshore). Como se puede ob-
Companc) se comprobó la presen-
servar a partir de la dinámica de exploración, las mayores perspecti- vas de hallazgos comerciales de hi- drocarburos se encuentran en las partes marinas de las cuencas (es-
cia de rocas generadoras de petró- leo, valorizando el sector más orien- tal de la cuenca. Luego de la década de reformas neoliberales iniciada en 1989, se pro-
pecialmente la del Colorado). Fue
dujeron grandes transforma-ciones
en la estructura legal del mercado de hidrocarburos. La Ley 24.145/92 que dispuso la privatización de Y.P.F., federalizó las reservas transfi- riéndolas a las provincias. La federalización de la propiedad de las reservas de hidrocarburos fue confirmada posteriormente en la reforma de la Constitución Nacional de 1994. No obstante, el control so- bre las concesiones existentes con- tinuaba en manos del gobierno na- cional. Finalmente, el 6 de diciem- bre de 2006, se aprobó la ley 26.197 conocida como ‘ley corta’. Dicha ley modifica el artículo 1° de la 17.319/67 de tal manera que desde entonces «pertenecen a los Estados provinciales los yacimientos de hi- drocarburos que se encuentren en sus territorios», incluyendo el Mar Ar-
gentino hasta 12 millas de sus cos- tas. El resto del Mar territorial hasta el límite exterior de la Plataforma Continental permanece bajo domi- nio del Estado Nacional. El artículo 2°, mientras tanto, otorga a las pro- vincias la administración de cada yacimiento, es decir, el control efec- tivo y su concesión. De esta manera, en las cuencas bonaerenses las áreas con mayores posibilidades de hallar hidrocar- buros quedaron en manos del Esta- do Nacional. En la actualidad, la empresa brasilera Petrobras se en- cuentra realizando tareas de explo- ración en el área E3 (en sociedad con ENARSA) en aguas de jurisdic- ción nacional frente a las costas de Mar del Plata. No obstante, aun quedan por perforar varias áreas en
Mapa III - Pozos Exploratorios offshore en la Provincia de Buenos Aires
Fuente: Nievas, M. y Esteves J. (2007) (a) Cuenca Salado (b) Cuenca Colorado
territorio bonaerense, en las que pueden encontrarse hidrocarburos. En este sentido, en el año 2010 la gobernación envió a la legislatura bonaerense una nueva Ley de Hi- drocarburos, que habilita al Estado provincial a la entrega de conce- siones para buscar de hidrocarbu- ros en su territorio. A pesar de no contar con reser- vas propias de hidrocarburos, sin embargo, la provincia de Buenos Aires cuenta con una importante infraestructura en materia de trans- porte de hidrocarburos tanto líqui- dos como gaseosos. En Gas Natu- ral, Bahía Blanca constituye un nudo central en la estructura de gasoductos nacionales. Como se muestra en el Mapa IV, allí conflu- yen los gasoductos troncales desde la Cuenca Neuquina (Neuba I y II) y el Gral. San Martín que llega desde las cuencas Austral y Golfo San Jor- ge. En Bahía Blanca se localiza el mayor Polo Petroquímico del país y la planta separadora de Cerri, que se encarga de separar gases y pro- duce insumos para la industria petroquímica. Desde Bahía Blanca, los tres grandes gasoductos parten paralelos en dirección a la zona Metropolitana. Desde la costa ha- cia el Oeste se ubican el Gral. San
Martín, que entrega gas a la costa Atlántica, el Neuba I y el Neuba II que lleva gas a las localidades del Norte de la provincia. Los grandes gasoductos terminan en el denomi- nado ‘Anillo Buenos Aires’, que une las plantas de Gral. Pacheco con la de Gutiérrez, circunvalando la Ciu- dad de Buenos Aires. El Gasoducto Gral. San Martín llega hasta la loca- lidad de Buchanan, mientras que los Neuba I y II terminan en Ezeiza. Des- de este anillo se distribuye gas na- tural hacia toda la zona Metropoli- tana. Todos estos ductos son opera- dos por la empresa Transportes de Gas del Sur S.A., que obtuvo la licen- cia de los mismos luego de la privatización de Gas del Estado 11 . En la región norte de la provin- cia, se encuentran los gasoductos Troncal Norte y Centro Oeste que transportan gas desde las Cuencas Norte y Neuquina, respectivamente. Llegan en paralelo desde la provin- cia de Santa Fe y terminan en el ‘Anillo Buenos Aires’ en Gral. Pacheco (Norte) y Gral. Rodríguez (Centro Oeste). Estos gasoductos son operados por Transportadora de Gas del Norte. En cuanto al trans- porte de Petróleo Crudo, en Puerto Rosales, cerca de Bahía Blanca, se encuentran las instalaciones portua-
1 Se describirá la privatización de Gas del Estado más adelante.
Mapa IV - Detalle de gasoductos Provincia de Buenos Aires
rias que reciben la mayor parte del petróleo crudo de las Cuencas del Golfo San Jorge y Austral. Desde allí, parte un oleoducto hacia la refine- ría de La Plata (YPF S. A.), con una pequeña extensión hacia Dock Sud con destino a la refinería de Shell. Este oleoducto tiene un largo de 584 kilómetros, con una capacidad de transporte de unos 233.000 de barri- les por día y pertenece a YPF.
En el Norte de la provincia, exis- te un poliducto -capacitado para transportar petróleo crudo y diver- sos subproductos- que desde la re- finería de YPF en Luján de Cuyo (Mendoza), pasando por Villa Mer- cedes (San Luis) y termina en La Matanza. Desde allí pasa por la Dár- sena Inflamable de Dock Sud y La Plata, aproximadamente 86 kilóme- tros.
La provincia de Buenos Aires y la zona Metropolitana concentran la mayor parte del consumo de com- bustibles del país. La provincia con- sume anualmente el 35,2% del Ga- soil Común, el 42,5% del Gasoil Ultra, el 35,9% de la Nafta Súper y el 40,4% de la Nafta Premium del país. Esto se encuentra en línea con el peso poblacional de la provincia, el gran parque automotor que existe en esta región (para las Naftas y Gasoil al público) y el fuerte peso de las actividades agropecuarias, en el caso del Gasoil. La distribución al interior de la provincia es coheren- te estos indicadores. Mientras que el Gran Buenos Aires consume el 68% de la Nafta Súper de la provincia - por su mayor población y parque automotor-, el interior concentra el 61,6% del Gas Oil Ultra, debido a la preponderancia de la producción agrícola en su aparato productivo. Luego de la desregulación de los hidrocarburos y la privatización de Y.P.F., las petroleras extranjeras pa- saron a dominar totalmente el mer- cado de combustibles en el país. Estas reformas se presentaron como la retirada del Estado de la ‘esfera
económica’, dejando que el libre juego del ‘mercado’ distribuyera eficientemente los recursos. Sin em- bargo, más allá de los elementos discursivos, el Estado no desapare- ció de la esfera económica, sino que se modificó su forma de inter- vención, abandonando el modelo industrialista e implantando activa- mente un nuevo modelo de acumu- lación sustentado en la valorización financiera, la apertura irrestricta a bienes y capitales extranjeros 12 . En el mercado de combustibles, esto significó la desaparición del control estatal de precios y cantida- des implementado por la Secreta- ría de Energía, que mediante la ‘Mesa de Crudos’ que distribuía el petróleo entre las empresas refinadoras, y por Yacimientos Petro- líferos Fiscales, que imponía precios bajos e iguales en todo el país. Esta política de precios únicos era man- tenida en el país desde 1929, cuan- do Y.P.F. redujo sensiblemente los precios de los combustibles, obligan- do por medio de la competencia a que las empresas privadas establez- can precios similares. Esto fue tan importante en el plan de Mosconi
12 Mansilla y Perrone (2010)
Cuadro VII - Consumo de combustibles en la Provincia de Buenos Aires como porcentaje del total nacional. Año 2010
Fuente Secretaría de Energía
de control estatal del mercado de combustibles, que lo denominó el «San Lorenzo Económico» 13 , ya que lo consideraba la primera batalla en pos de la independencia eco- nómica de América Latina del do- minio de los grandes trusts norte- americano e inglés. A partir de la desregulación del mercado y el abandono de la inter- vención estatal, en el país se permi- tieron precios de combustibles ma- yores a los internacionales, y una estructura que castigaba a las re- giones más alejadas de las refinerías, obligándolas a abonar mayores costos. Si bien desde el año 2002, con la implementación de las reten- ciones a la exportación de hidrocar-
buros, los precios de los combustibles en el mercado interno son menores a los internacionales, el manejo libre de los precios quedó en manos de las petroleras, por lo que la diferen- cia geográfica de los precios se mantuvo. En la actualidad, existe una gran diversidad de precios en los com- bustibles, aún dentro de una misma bandera, que no puede ser justifica- da por los costos de transporte. Los menores precios se registran en la ciudad de Buenos Aires, mientras que en el interior los precios se incrementan a medida que se ale- jan de este centro urbano, indepen- dientemente de la zona de la que provengan los combustibles. Es así
13 Mosconi, E. (1983)
como, por ejemplo, la provincia de Mendoza, que es abastecida prin- cipalmente por la refinería de YPF en Luján de Cuyo con petróleo pro- vincial, tiene precios de venta al público de los combustibles mayor
a los registrados en la provincia de
Buenos Aires o la Ciudad de Buenos
Aires. En este contexto de heterogenei-
dad geográfica de los precios de los combustibles que beneficia a la Ciu- dad de Buenos Aires, la provincia de Buenos Aires muestra una división fuerte entre el Gran Buenos Aires y
el resto de la provincia. Se analiza-
rán los dos combustibles de mayor demanda (Gasoil Ultra y Nafta Sú- per), pero las diferencias se mantie- nen para todos los productos. Para el caso del Gasoil Ultra Gra- do 2, mientras que el precio prome- dio en el surtidor para el total del país en Diciembre de 2010 fue de $3,5843 por litro 14 , en la Ciudad de Buenos Aires el precio promedio fue
de $ 3,5123 por litro. En la provincia,
el precio promedio del Gran Buenos
Aires fue de $ 3,5295, pero en el res- to de la provincia alcanzó los $
3,6071. Es decir, a pesar de consu- mir el 20% del Gasoil Ultra del país,
el interior de la provincia paga pre- cios superiores al promedio nacio- nal, y muy por encima de los de la Ciudad y el Gran Buenos Aires. Lo mismo sucede con el precio de venta al público de la Nafta Sú- per. Mientras que en la Ciudad de Buenos Aires el precio promedio de venta fue de $ 4,0275 por litro 15 , el promedio nacional se ubicó en $ 4,2693 por litro. En la provincia, el Gran Buenos Aires tuvo precios aún menores a los de la Ciudad ($ 4,0260) mientras que el resto de la provincia pagó, en promedio, $ 4,2127 por litro (casi 5% más caro). La gran concentración del con- sumo de combustibles en la zona Metropolitana hace que, desde la instalación de la industria petrolera en nuestro país, la provincia de Bue- nos Aires –y específicamente el Gran Buenos Aires- cuente con la mayor parte de la capacidad de refinación de petróleo existente en el país. Las primeras refinerías de petróleo en el país fueron instaladas por la Standard Oil en Campana – actualmente Esso- en 1906 y luego en 1931 por la Royal Dutch Shell en Dock Sud. En 1926, Yacimientos Pe- trolíferos Fiscales inauguró en La Pla-
3 Promedio ponderado por volumen de venta del precio surtidor a Diciembre de 2010 de Gasoil Ultra Grado 2. Fuente Secretaría de Energía. 4 Promedio ponderado por volumen de venta del precio surtidor a Diciembre de 2010 de Nafta Súper entre 92 y 95 Ron. Fuente Secretaría de Energía.
ta la mayor refinería del país y que sería la mayor de América por mu- chos años. Todas estas refinerías a pesar de haberse instalado en la provincia, tenían como principal objetivo el fuerte mercado de la Ciu- dad de Buenos Aires, y fueron ubi- cadas de manera de tener un fácil acceso a los puertos, ya que en esta época la mayor parte del petróleo procesado era importado. Posteriormente, estas refinerías fueron ampliándose y se instalaron algunas otras de menor escala, como las de DAPSA en Dock Sud y de Pérez Companc (bajo la marca Isaura, actualmente en manos de Petrobras) en Bahía Blanca. Si bien las petroleras (fundamentalmente Y.P.F.) instalaron nuevas refinerías en el interior del país, siendo la más im- portante de estas la de Luján de Cuyo en Mendoza, la capacidad de refinación nacional continuó concentrándose en la provincia de Buenos Aires. Para analizar la capa- cidad nacional de refinación, son necesarias algunas aclaraciones. El primer tratamiento que recibe el petróleo crudo en las refinerías es el denominado ‘Topping’. Esto es, el calentamiento en grandes hornos para la separación física de los com- ponentes incluidos en el petróleo de acuerdo a sus diferentes puntos de ebullición. Por tanto, tomaremos la
capacidad de ‘Topping’ como un indicador de cuantos barriles por día puede procesar una refinería. Como se puede observar en el Gráfico VIII, la Provincia de Buenos Aires concentra el 66% de la capa- cidad de ‘Topping’ del país, unos 416.475 barriles de petróleo crudo por día. La sigue la provincia de Mendoza (19%), mientras que Neuquén, Salta y Santa Fe poseen pequeñas capacidades prepara- das únicamente para sus mercados locales. Como se mencionó, existen cin- co refinerías funcionando en la pro- vincia de Buenos Aires, mientras que en el resto de las provincias funcio- na solo una en cada territorio. En el Gráfico IX se puede distinguir cómo se distribuye en la provincia la ca- pacidad de Topping. Como se observa, casi la mitad de la capacidad de refinación de la provincia de Buenos Aires se con- centra en la empresa YPF, gracias al Polo Industrial de La Plata, la ma- yor refinería del país. La siguen la re- finería de Shell en Dock Sud y la de ESSO en Campana (recientemen- te adquirida por Pan American Energy de Bridas y la estatal china CNOOC). De menor tamaño son las refine- rías de Bahía Blanca (Petrobras ex Isaura) y de DAPSA en Dock Sud.
Gráfico VIII: Capacidad de Topping por provincia
En barriles de petróleo por día y porcentaje. Fuente IAPG (2010)
Gráfico IX: Capacidad de Topping Buenos Aires por empresa
En barriles de petróleo por día y
porcentaje. Fuente IAPG (2010)
Esta gran concentración de ca- pacidad de refinación en la provin- cia de Buenos Aires, precisamente en el Gran Buenos Aires, tiene como
destino el abastecimiento de com- bustibles de la zona Metropolitana.
A esta capacidad de refinación se
le deben agregar los productos transportados por poliducto desde la refinería de Luján de Cuyo, en Mendoza. Los datos presentados conside- ran la capacidad de industrializa- ción de petróleo crudo que tienen
las refinerías mediante la separación física por medio de calor. Sin embargo, existen diversos pro- cesos para obtener volúmenes más importantes y de mayor calidad de una misma cantidad de petróleo crudo. Dos de estos procesos son el ‘Cracking Ca-talítico’ y el ‘Hidrotratamiento Cata-lítico’. El ‘Cracking Catalítico’ es un proceso por el cual se ‘rompen’ las molécu- las muy pesadas obtenidas del pro- ceso de ‘Topping’ por medio de catalizadores, para conseguir molé- culas más livianas, fundamental- mente naftas vehiculares. El ‘Hidrotratamiento Catalítico’, permite disminuir la cantidad de azufre en los combustibles median-
te la utilización de catalizadores con
base de hidrógeno. Esto es principal- mente utilizado para la mejora de
los combustibles más pesados como el gasoil y el fuel oil. Estos procedimientos permiten una utilización más eficiente del petróleo crudo y requiere de mayo- res inversiones en tecnología que la mera separación térmica. Si se con- sidera la capacidad de refinación bajo estas técnicas avanzadas, se descubre que la concentración en la provincia de Buenos Aires es aún mayor que la observada en el ‘Topping’. Como se puede observar en los Cuadros X y XI, la concentración de la capacidad de ‘Cracking Catalítico’ y el ‘Hidrotratamiento Catalítico’ en la provincia de Bue- nos Aires es del 75% y 80%, respecti- vamente. En todas estas técnicas, la refinería de La Plata continúa sien- do la más importante. Se puede concluir, por lo tanto, que la provin- cia de Buenos Aires contiene las mayores y más modernas refinerías del país, principalmente ubicadas a pocos kilómetros de la Ciudad de Buenos Aires y la zona Metropolita- na, que constituye principal merca- do de los combustibles nacionales. Además de las refinerías, el otro proceso industrial que tiene como insumo al petróleo crudo es la petroquímica, por lo que ambas actividades suelen estar muy rela- cionadas. Tal es así que, en realidad,
Cuadro X Capacidad de Cracking Catalítico Buenos Aires por empresa
En barriles de petróleo por día. Fuente IAPG (2010)
Cuadro XI Capacidad de Hidrotratamiento Catalítico Buenos Aires por empresa
la refinería de YPF en La Plata es un Complejo Industrial que cuenta en- tre sus capacidades la producción de combustibles y lubricantes, pero que además incluye la producción de importantes insumos petroquí- micos, tales como aromáticos
(como el Benceno, Tolueno y Xilenos), Solventes, Buteno, Ciclohexano, etc. No obstante, la mayor produc- ción petroquímica se encuentra en los complejos de Ensenada y Bahía Blanca. Ambos fueron creados en la
década del setenta por las firmas Petroquímica General Mosconi y Petroquímica Bahía Blanca (PBB), ambas bajo control estatal. A su al- rededor, se fueron construyendo di- versas plantas que utilizan los insumos básicos de la industria petroquímica (etileno, propileno, benceno) para obtener productos como el polietileno, cloro, PET (tereftalato de polietileno, el plásti- co de las botellas), PVC (policloruro de vinilo), el polipropileno, plastificantes, resinas, herbicidas, etc. En Bahía Blanca, como nudo de la red de gasoductos que llevan gas hacia la zona Metropolitana. se ins- talaron las industrias que utilizan gas natural como insumo petroquímico para la separación de gases (etano, propano y butano) y la producción de urea para la agricultura. La últi- ma empresa en instalarse fue Mega en 2001, propiedad de Petrobras, YPF y Dow Chemical, especializada en la separación de gases del gas natural. Esto hace que, principalmente en Bahía Blanca, se presente la ca- dena completa de producción petroquímica desde los hidrocarbu- ros hasta los productos industriales listos para su utilización en las más diversas industrias. En la actualidad, ambos Polos petroquímicos se en-
cuentran en manos del sector priva- do, luego de su privatización en 1995. Además de la mencionada Mega, las empresas más importan- tes de Bahía Blanca son:
· PBB Polisur. Unión de PBB, tradi- cionalmente productora de etileno y Polisur productora de
polietileno. Entre los años 1995 y 1996, la empresa Dow Chemical adquiere ambas y determina su unión para lograr la integración vertical en el proceso de produc- ción. Está integrado por 2 plan- tas de etileno y 4 plantas de polietileno.
· Solvay Indupa. Se trata de tres unidades productivas que produ- cen PVC y soda cáustica.
· Profertil: Mayor productora de
urea granulada del mundo (unas 1.100.000 tn anuales) que es utili- zada como fuente de nitrógeno para cultivos. Posee un puerto de aguas profundas propio en Ing. White.
La presencia de los polos petroquímicos Bahía Blanca y Ense- nada y, en menor medida, el Com- plejo Industrial La Plata, permiten que casi la totalidad de la produc- ción de insumos químicos y petroquímicos del país se encuen- tre ubicada en la provincia de Bue- nos Aires.
Es conocido que Argentina vie- ne experimentando una brutal caí- da en sus reservas de Gas Natural que comenzó en la década del no- venta, cuando se restringió la políti- ca energética a permitir que ‘el mercado’ opere libremente, dejan- do el control del sector hidrocar- burífero a las petroleras privadas. Las empresas, sin regulaciones que las obliguen a realizar inversiones de riesgo, redujeron la perforación de pozos de exploración. Mientras que Y.P.F. perforaba más de 100 pozos de riesgo por año en búsqueda de reservas 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 fra- caso del modelo, en los últimos años de la convertibilidad sólo se perfo- raron 40 pozos por año 16 . Paralela- mente se incrementó la extracción, lo que condujo a que el horizonte de reservas -indicador que vincula el volumen de reservas comproba- das con el de extracción anual- pasara de 31 años en 1989 a 17 años en 2001.
La expansión de la extracción de Gas Natural se mantuvo hasta el año 2004, a partir de cuando se re- duce año a año, llegando al 2010 con una producción anual un 7,6% menor. Sin embargo, la evolución de las reservas, lejos de morigerar su caída, fue aún más negativa, regis- trándose una debacle en el nivel de reservas probadas. En 2009, las re- servas alcanzaron apenas al 51% de las existentes en el año 2000. Esto sig- nifica que nuestro país perdió la mi- tad de sus reservas en apenas nue- ve años. Como consecuencia, el horizonte de reservas de derrumbó hasta los 7,8 años que muestra ac- tualmente. Esta caída no se explica por problemas de costos, sino que el agotamiento de las reservas o el aumento del consumo fue produc- to del incumplimiento de las empre- sas de las condiciones estipuladas en sus contratos de concesión. El principal causante de la estrepito- sa caída de las reservas fue el ma- nejo de la empresa Repsol, con el ‘recálculo’ de las reservas de gas natural de YPF S.A que implicó el re-
16 Mansilla (2007)
conocimiento del mal manejo reali- zado en las concesiones argentinas, especialmente del único mega-ya- cimiento gasífero nacional, Loma de la Lata. El consumo de Gas Natural, por su parte continuó en aumento de- bido al fuerte ritmo de crecimiento económico, al aumento del peso de las industrias en la producción y al creciente consumo eléctrico, ante una estructura generadora hereda- da de los noventa que exhibe un fuerte peso de las centrales térmi- cas, que utilizan gas natural como combustible. Esto condujo a que en 2004 se presentaran los primeros sig- nos de ahorcamiento y faltantes de gas natural. Ante ello, como prime- ras medidas se suspendieron las ex- portaciones de gas natural –que habían sido iniciadas en la década de los noventa, mediante la cons- trucción de 11 gasoductos con des- tino al mercado externo- y se limitó el consumo de las industrias y generadoras eléctricas, dirigiendo en primer lugar los volúmenes de gas natural hacia los consumos domici- liarios. Además, se retomó la impor- tación desde Bolivia, que llega a los centros de consumo mediante el Gasoducto Norte. Desde ese año, en épocas invernales y de baja tem- peratura se limita fuertemente el gas enviado al sector industrial -inclu-
yendo el Polo Petroquímico de Ba- hía Blanca, donde constituye un insumo básico irremplazable, por lo que se paraliza completamente- para privilegiar el consumo domici- liario. A su vez, las centrales térmi- cas reemplazan el gas natural con fuel oil, que es importado por el Es- tado Nacional (por intermedio de ENARSA) y entregado a precios subsidiados. Como la diferencia entre el cre- ciente nivel de consumo y una ex- tracción en baja continuaron acrecentándose, en el invierno de 2007 para complementar el gas na- tural importado de Bolivia se deci- dió la importación de Gas Natural Licuado por medio de buques ‘metaneros’. En estos buques el Gas Natural es enfriado hasta los 160 gra- dos bajo cero, en que toma estado líquido. En el puerto de llegada ne- cesita una terminal que ‘regasifique’ el GNL y lo inyecte a los gasoductos. En Argentina no se construyó una terminal, sino que se encargó a Repsol el alquiler de un buque regasificador anclado en instalacio- nes de la empresa Mega (propie- dad de Petrobras y Repsol) en las cercanías de de Bahía Blanca para convertir el GNL a gas natural e in- yectarlo en la red de gasoductos nacionales. Su capacidad máxima de regasificación es de 8 millones de
metros cúbicos por día. La ubica- ción del buque regasificador fue elegida por la cercanía a los cen- tros de consumo urbano de la zona Metropolitana y del Polo Petro-quí- mico, además de contar con gran infraestructura de transporte de gas natural y un puerto de aguas pro- fundas que permite el arribo de los buques metaneros. Esta operación, encargada a Repsol y financiada por ENARSA, sig- nificó la importación de gas licua- do por medio de varios buques metaneros desde Trinidad y Tobago. En el año 2011 se importaron 3.928 millones de metros cúbicos de Gas Natural Licuado, mientras que la importación de Gas Natural desde Bolivia mediante gasoductos fue de 3.537.2 millones de metros cúbicos. No obstante, el gas importado por medio de buques de GNL des- de el Caribe tiene un costo sensible- mente mayor al del Gas Natural traí- do desde Bolivia. Mientras que el GNL se paga entre u$s 11 y u$s 14 el millón de BTU -unidad británica de medida que es utilizada habitual- mente el Gas Natural-, a Bolivia se reconocen u$s 5 el millón de BTU. Estos valores son superiores, asimis- mo, al precio en que se abona el gas natural extraído en nuestro país:
u$s 5 el millón de BTU de los proyec- tos incluidos en el plan Gas Plus y
hasta u$s 3 del resto del gas natural nacional, según quien sea el consu- midor. Como los precios a los que se vende a los consumidores este gas natural es sensiblemente más bajo, el Estado Nacional, por inter- medio de ENARSA, se hace cargo de la diferencia mediante el otor- gamiento de subsidios. Ante el creciente nivel registrado en la demanda, en el año 2011 se inauguró una nueva terminal de regasificación, también ubicada en la provincia de Buenos Aires sobre el Río de la Plata, en la zona de Es- cobar. Esta terminal es propiedad 50% de ENARSA y 50% de YPF S.A., y tiene una capacidad de regasi- ficación de 14,2 millones de metros cúbicos diarios. Como se ubica en una zona de aguas poco profundas y los grandes barcos metaneros no entran por su calado, los buques necesitan traspasar el GNL en bar- cazas de menor calado que pue- dan operar en el puerto de Escobar. Esto implica mayores costos operativos que la central de Bahía Blanca. Por su parte, se proyecta la instalación de una nueva central regasificadora en la cercanía de Bahía Blanca, lo que requiere el dragado del acceso al puerto de dicha localidad. En la actualidad, la Argentina cuenta con capacidad de impor-
tar 22 millones de metros cúbicos por día de gas natural, lo que represen- ta el 17% del consumo nacional, aunque esta capacidad sólo es uti- lizada en su totalidad en los meses de mayor consumo gasífero. En los primeros meses del año 2011, por primera vez, se importó más GNL que gas natural desde Bolivia. Por otro lado, en la provincia de Buenos Aires, en el partido de Este- ban Echeverría, también se instaló una planta que produce Gas Natu- ral Sintético. Se llama de esta ma- nera a la mezcla de propano (el uti-
lizado en las garrafas) y aire para obtener un gas compatible con el Gas Natural, de un valor calórico de 9.300 kcal/m 3 . Esta planta, denomi- nada PIPA (Planta de Inyección de Propano Aire) es operada por ENARSA y tiene una capacidad de producción de 1,5 millones de me- tros cúbicos de gas sintético por día, que se pueden inyectar en los me- ses invernales o con picos de con- sumo en el anillo de media presión que circunvala la Ciudad de Bue- nos Aires. Esto significa cerca del 1% del gas consumido en el país.
El gas importado por buques de GNL tiene un costo sensiblemente mayor al del gas natural traído desde Bolivia
Hasta la década de los noventa, el transporte y la distribución del gas natural se encontraban bajo el mo- nopolio Gas del Estado, por enton- ces era una empresa pública. A pesar de contar con buenos indicadores de eficiencia y resulta- dos financieros positivos, en el año 1991 se ordenó mediante un decre- to la privatización de Gas del Esta- do. La ley de privatización, aproba- da en 1992, creaba además un nue- vo marco regulatorio para las eta- pas de transporte y distribución, re- conocidas como monopolios natu- rales, y se creó el Ente Nacional Re- gulador del Gas (ENARGAS) encar- gado de controlar al sector y esti- pular las tarifas. Para su venta, Gas del Estado fue segmentada en dos empresas de transporte y ocho de distribución. Cada una de estas re- cibió una licencia por 35 años, con opción a 10 más. Al finalizar 1992 Gas del Estado fue transferida a los con- sorcios que se adjudicaron las con- cesiones, recaudando 300 millones de dólares en efectivo, 1.317 millo- nes de dólares en Pasivos reconoci- dos por los consorcios y 1.541 millo- nes de dólares en Títulos Públicos.
Al igual que en otras privatiza- ciones, antes de que entrara en vi- gencia la desregulación, el Estado aumentó considerablemente los precios, castigando a los consumi-
dores domiciliarios, se hizo cargo de deudas y redujo la planta de traba- jadores. De los 10.000 trabajadores que empleaba Gas del Estado en diciembre de 1992, sólo 5.600 conti- nuaban trabajando para las concesionarias en diciembre de
1993. Además, la regulación del gas
tuvo una particularidad que le brin- daba grandes beneficios a las em- presas concesionarias, y se recono- ció un sistema de actualización pe- riódica que implicaba la dolarización de hecho de las tarifas. De esta manera, violando la propia la Ley de Convertibilidad que prohíbe toda indexación, las tarifas era actualizadas semestralmente por el PPI (índice general de precios al productor de Estados Unidos) 17 . En territorio de la provincia de Buenos Aires, además de las trans- portistas (Transportadora de Gas del Norte y Transportadora de Gas del Sur) comenzaron a operar cinco em- presas distribuidoras.
17 Mansilla (2007)
Mapa V Detalle de Distribuidoras de Gas Natural Provincia de Buenos Aires
· Gas Natural BAN S.A.: Tiene la
concesión de los partidos del Norte del Gran Buenos Aires. Fue adquiri- da por el grupo Soldati. Abastece a unos 1.438.679 usuarios en la provin- cia a Diciembre de 2010. Actual- mente es propiedad de Gas Natu- ral Internacional (Repsol) y Chemo.
· Metrogas S.A.: Concesión en
la Ciudad Autónoma de Buenos Ai- res y partidos del Sur del Gran Bue-
nos Aires. Fue adquirida por el gru- po Pérez Companc. Abastece a unos 815.225 usuarios en la provin- cia a Diciembre de 2010. Actual- mente es propiedad de YPF S.A. y British Gas.
· Litoral Gas S.A.: Concesión en
unos pocos partidos del Noreste de la Provincia. Abastece a unos 91.487 usuarios en la provincia a Diciembre
de 2010. Propiedad Suez y Techint.
· Camuzzi Gas Pampeada S.A.:
Abarca la mayor parte de la provin-
cia (excepto zona metropolitana) y
la provincia de La Pampa. Abaste-
ce a unos 1.078.490 usuarios en la provincia a Diciembre de 2010. Pro- piedad Camuzzi y Sempra Energy
· Camuzzi Gas del Sur S.A.: Con-
cesión en el extremo sur de la pro- vincia y la Patagonia. Abastece a
unos 9.218 usuarios en la provincia
a Diciembre de 2010. Propiedad
Camuzzi y Sempra Energy.
Las cinco distribuidoras tienen un peso diferente en el total de la pro- vincia, distinguiéndose claramente
entre aquellas que abastecen a gran cantidad de usuarios en el te- rritorio bonaerense (Gas Natural BAN, MetroGAS y Camuzzi Gas Pampeada) y las que operan en una superficie reducida y con po- cos usuarios (Litoral Gas y Camuzzi Gas del Sur). La única distribuidora cuya área de concesión únicamen- te esta circunscripta a la provincia es Gas Natural BAN, ya que el resto son compartidas por otras jurisdic- ciones. La distribución de los usuarios de gas natural en la provincia de Bue- nos Aires se presenta en el siguiente gráfico.
Gráfico X: Distribuidoras por Cantidad de Usuarios
A Diciembre 2010. Fuente Enargas
Gráfico XI: Distribuidoras por Volumen Consumido a Diciembre 2010
Gráfico XII - Distribuidoras por volumen de consumo residencial. A Diciembre 2010
Fuente Enargas
A pesar de que la mayor parte de la provincia se encuentra den- tro de su área de concesión, la distribuidora Pampeana no es quien cuenta con más usuarios, sino que es Gas Natural BAN, gracias a la ma- yor concentración geográfica de su zona de concesión (Norte del Gran Buenos Aires). En cambio, conside- rando el volumen consumido en cada una de las áreas de conce- sión en la provincia de Buenos Aires, la proporción se modifica. Según los metros cúbicos consumidos, Camuzzi Gas Pampeana es la ma- yor distribuidora de la provincia, se- guido por Gas Natural BAN y Metrogas. Como puede apreciarse, resulta llamativa la diferencia entre la pro-
porción de usuarios abastecidos por algunas distribuidoras y su peso en el volumen distribuido. El caso más llamativo es el de Litoral Gas que casi triplica su participación, mien- tras que Gas Natural BAN pierde 12 puntos porcentuales. En cambio, analizando la distribu- ción del consumo residencial de gas natural, la proporción de consumo es más similar a la cantidad de usua- rios. Esto se debe al peso que tiene en las diferentes distribuidoras el consumo de las centrales térmicas. En promedio, el 19,8% del gas natu- ral consumido en la provincia de Buenos Aires fue dirigido a la gene- ración de energía eléctrica (que como mencionamos, es consumida en gran medida en la zona Metro-
politana). Sin embargo, su distribu- ción no es uniforme. Mientras que Gas Natural BAN y Camuzzi Gas del Sur no cuentan con centrales térmi- cas en su territorio, el 15,2% del gas de la distribuidora Gas Pampeana, el 33,7% de Litoral Gas y el 43,2% de Metrogas se dirige a usinas termoeléctricas. Si comparamos la distribución del consumo residencial con el número de usuarios, se observa que mientras las empresas de la zona Metropoli- tana (Metrogas y Gas Natural BAN) registran una menor participación, Gas Pampeana sube casi 4 puntos porcentuales. Esto se debe al mayor consumo por usuario residencial de las zonas rurales y ubicadas más al Sur de la provincia, provocado por cuestio-
nes climáticas y por el precio relati- vo con la electricidad 18 . La provincia de Buenos Aires tie- ne en promedio un consumo de gas natural residencial levemente infe- rior al del conjunto país (97 m 3 por mes contra 107 m 3 ). Sin embargo, existen varias diferencias entre las zonas geográficas de distribución. Mientras que las distribuidoras del área Metropolitana registran un consumo mensual promedio inferior al del total provincial, la zona Sur excede en más del doble el consu- mo mensual del resto. Del mismo modo, el consumo promedio de la distribuidora Pampeana, que es le- vemente superior al promedio na- cional (110 m 3 ), representa un 33% más alto que el existente en la zona de Metrogas.
Gráfico XIII - Consumo mensual residencial promedio de Gas Natural por distribuidora. En metros cúbicos. Año 2010
18 Se analizarán posteriormente las tarifas de gas natural.
En cuanto a las tarifas, la situa- ción es distinta a la existente en el servicio eléctrico. Como se mencio- nó, todas las distribuidoras de gas natural dependen del Enargas, bajo jurisdicción del Estado Nacional, a diferencia de las compañías eléc- tricas que, salvo las presentes en el área Metropolitana, dependen del gobierno provincial. Esto hace que sea el Estado Nacional quien impon- ga las tarifas de gas en toda la pro- vincia, por lo que no se presentan diferencias tan importantes entre las tarifas de las distribuidoras bonae- renses. Las tarifas dolarizadas y actuali- zadas por la inflación de Estados Unidos impuestas con las privatizaciones en los noventa fue- ron congeladas y pesificadas luego de la devaluación del 2002. Sin em- bargo, no se renegociaron los con- tratos de las privatizaciones sino que se modificaron por decreto algunas clausulas. Ciertas empresas como Gas Natural Ban, Camuzzi Gas Pampeana, Gamuzzi Gas del Sur, TGS y Metrogas, llegaron a acuer- dos transitorios, a través de los cuá- les sus tarifas se vieron corregidas transitoriamente mientras que otras iniciaron acciones legales en tribu-
nales internacionales. A partir del año 2004, se aumentaron las tarifas para financiar diversos Fondos Fidu- ciarios para financiar las inversiones que las empresas dejaban de reali- zar. Los aumentos fundamentalmen- te se dirigieron a las industrias, generadoras de electricidad y a los hogares de mayor consumo, man- teniendo casi constante las tarifas de los clientes residenciales de me- nor consumo. Estos cargos específi- cos son igual para todas las distribuidoras y no modificaron la relación de tarifas entre ellas. Para comparar los niveles tarifarios en la Provincia de Buenos Aires, se procedió a comparar sólo los costos variables por metro cúbi- co consumido ya que las tarifas se dividen en múltiples escalas según el tipo de contrato y consumo men- sual y se abona el servicio de trans- porte de acuerdo al origen del gas distribuido. Se tomó como represen- tativo el segmento R2 1° para los hogares y P3 entre 1001-9000 para las industrias. Como se observa, contrariamen- te a lo que sucede con las tarifas eléctricas, los precios por metro cú- bico consumido son más altos en el Gran Buenos Aires que en el resto de
Gráfico XIV - Cargo variable vigente por m3 por Distribuidora
la provincia, tanto para los hogares como para las industrias. En ambos casos, las tarifas más bajas de la pro- vincia corresponden a los consumi- dores del área bajo la distribuidora Camuzzi Gas del Sur -que por cues- tiones geográficas son los que más consumen-, mientras que las más elevadas son las de la distribuidora Gas Natural BAN. La diferencia en- tre ambas distribuidoras es del 54,4% para los hogares y 53,1% para las industrias. Es decir, que las tarifas de hogares e industrias guardan una proporción similar en todas las distribuidoras y no muestran diferen- cias tan importantes como las que se registran en la energía eléctrica.
No obstante, según el Censo 2010, apenas el 64,9% de los hoga- res bonaerenses utilizaba preponderantemente el servicio de gas de red como combustible, mientras que, por ejemplo, el 98,9% de hogares contaba con acceso a la energía eléctrica de red. Esto sig- nifica que el 35,1% de los hogares de la provincia de Buenos Aires no poseían en 2010 servicio de gas na- tural por red, debiendo abastecer- se de energía por medio de un ma- yor consumo eléctrico – que resulta más caro que en la zona Metropoli- tana- y por el Gas Licuado de Pe- tróleo, las conocidas «garrafas», que tienen precios varias veces superio-
res, para el mismo poder calórico, al de utilizar gas natural. Esto signifi- ca que los sectores de menores in- gresos son encuentran aún más per- judicados por el precio de la ener- gía, un bien básico y necesario. Cuando luego de la devaluación el Estado Nacional decidió mantener casi congelados los precios del gas natural, el valor de la garrafa conti- nuó libre, dado que a diferencia del gas natural que se consideró en los noventa como un «monopolio na- tural», las garrafas se tomaron como un «mercado». Esto permitió a las empresas aumentar varias veces el precio del GLP, alcanzando a nive- les de precios muy superiores a los del gas natural. Ante esta situación, se lanzó des- de el Estado en 2003 un plan para disminuir el costo de las garrafas, subsidiando a las empresas que de- bían ofrecer garrafas de 15 y 45 ki- los a precios menores a los del mer- cado. No obstante, el plan está muy lejos de solucionar el problema. La
última información oficial (del año 2008) muestra apenas 203 puestos de venta de la «garrafa social» en toda la provincia de Buenos Aires,
lo que puede verse como una gran
concentración en territorio bonae- rense ya que existen apenas 607 lu- gares habilitados en todo el país,
pero que difícilmente se pueda sos- tener que alcanza para abastecer
a la población de la provincia. En
diversos medios se han reproducido denuncias de faltantes de este tipo de garrafas en los meses de invier- no, de precios que exceden los va- lores acordados y otras maniobras que perjudican fuertemente a los sectores más postergados, que no cuentan con acceso a la red de dis- tribución de gas natural. Mientras que los sectores de mayor poder adquisitivo reciben subsidios cre- cientes al consumo, los grupos más postergados sufren los efectos de un patrón de distribución totalmente regresivo en la energía que necesi- tan para vivir.
Con posterioridad a la realización de este trabajo, las autoridades na- cionales anunciaron un cambio im- portante en la política tarifaria de los servicios públicos bajo su jurisdic- ción. Se presentó un importante plan de reducción de subsidios en luz eléctrica, gas natural y agua sa- nitaria para sectores productivos es- pecíficos y hogares. Esto incluyó la eliminación del subsidio recibido por sectores productivos caracterizados como de «grandes ganancias» y con una importante concentración en pocas empresas. En caso de los consumidores domiciliarios, se pre- sentó la posibilidad de realizar una renuncia voluntaria a los subsidios, al tiempo que se eliminaban los be- neficios de zonas identificadas como de altos ingresos. Paulatina- mente, los hogares deberán justifi- car mediante una declaración jura- da la necesidad de continuar reci- biendo el subsidio por parte del Es- tado Nacional. En diciembre de 2011 entraron en vigencia los primeros recortes me- diante la eliminación de los subsidios a grandes empresas que operan en sectores con grandes ganancias
como aceites y agroquímicos, pro- cesamiento de hidrocarburos, juego y las actividades financieras. Asimis- mo, desde comienzos del nuevo año se materializó la primera etapa de retiro de subsidios a usuarios resi- denciales para los servicios de gas natural, electricidad y agua, en aquellas zonas de la Capital Fede- ral y GBA consideradas de mayor poder adquisitivo. A pesar de que se trata de un tema que ha adquirido fuerte reper- cusión en los medios y en la opinión pública, persisten muchos elemen- tos que dificultan la comprensión del alcance de las medidas, así como sus impactos sobre los distintos tipos de usuarios. Presentaremos aquí una serie de aclaraciones que no suelen mencionarse en los habituales aná- lisis del tema. Se debe recordar, como se co- mentó a lo largo del trabajo, que los subsidios a los servicios públicos no fueron creados como parte de una estructura regulatoria propia, sino que son producto de los resa- bios de legislación de la década de los noventa que en la actualidad continúan vigentes. Como se men-
cionó, tras la privatización de las empresas públicas que estaban a cargo de la prestación de los servi- cios públicos de electricidad, gas y agua, se modificó el rol central que ostentaba el Estado Nacional, otor- gándole a partir de entonces un papel secundario como ‘regulador’ de las empresas privadas. Las tarifas de energía eléctrica y gas natural bajo la administración nacional, como se explicó anterior- mente, se formaba a partir de la suma de los costos de generación de la energía más los costos de transporte y distribución. De esta manera, los usuarios finales debían afrontar la totalidad de los aumen- tos en cualquiera de las etapas en que fueron segmentados los merca- dos energéticos. A lo cual se suma- ba las actualizaciones de acuerdo a la inflación de los Estados Unidos, que durante ese período fue varias veces superior a la local. Esta estruc-
tura, que buscaba replicar una es- tructura de ‘mercado’ generó un aumento importante de las tarifas de los usuarios ‘cautivos’ (los residen- ciales y las pequeñas industrias) mientras que las grandes empresas ‘interrumpibles’ (es decir, aquellas con la capacidad de reemplazar el gas por otros combustibles) se man- tuvieron constantes. De esta forma, el marco regulatorio y la estructura tarifaria implementada a partir de la privatización de los sistemas de pres- tación de servicios públicos permi- tieron, durante toda la década del noventa, la obtención de enormes rentabilidades por parte de las em- presas concesionarias, sin que ello se tradujera en las ampliaciones y mejoras comprometidas. Con la crisis de 2001 y la deva- luación de peso que marcó el co- lapso del régimen convertible, los marcos reguladores indicaban que las tarifas debían aumentar conside- rablemente, ya que se encontraban dolarizadas. Sin embargo, un incre- mento en las tarifas de tal magni- tud era insostenible tanto económi- ca como socialmente. En un marco de acuciante desempleo, y en el que más de la mitad de la pobla- ción se encontraba en situación de pobreza, un aumento en las tarifas de los consumidores hubiera signifi-
cado una importante reducción de los salarios reales, decayendo aún más la capacidad de consumo in- terno y golpeando a los sectores
do en los contratos de concesión, las petroleras no realizaron inversio- nes de riesgo necesarias para man- tener el nivel de reservas y extrac-
más vulnerables. Asimismo, el incre- mento en las tarifas industriales, ade- más de disminuir la competitividad internacional de los productos do- mésticos, implicaba aumentar el precio de todas las mercancías pro- ducidas localmente, reduciendo aún más la capacidad de acceder
ción, por lo que nuestro país registra una caída constante del gas dispo- nible. Mientras tanto, la fuerte ex- pansión de la economía local des- de 2002 implicó un sensible incre- mento del consumo de energía. Frente a la creciente demanda, desde 2004 se debió recurrir a la im-
bienes básicos de gran parte de
portación de gas natural y Gas Na-
población. En cambio, se resolvió
tural Licuado en barcos, tomando
la pesificación y el congelamiento
precio internacional (en vez del
de las tarifas, que se declararon su- jetas a renegociación, proceso que debía concluirse a mediados del año 2002, aunque el plazo fue reno- vado en reiteradas ocasiones debi- do a la inexistencia de un nuevo marco regulador general. Desde entonces, las tarifas de los servicios de agua, gas y electricidad para los
costo interno, sustancialmente me- nor) para la distribución de gas na- tural y electricidad, cuando el pre- cio de los hidrocarburos registraba una tendencia fuertemente alcista. Esa diferencia entre costos de pro- ducción mayores y tarifas congela- das fue cubriéndose con subsidios. En esta situación, se anunciaron
consumidores finales bajo jurisdic- ción nacional se mantuvieron prác- ticamente constantes mientras que los costos aumentaban, rompiendo
los primeros recortes mediante la eliminación de los subsidios a secto- res beneficiados con grandes rentabilidades, alcanzando primero
con la estructura vigente desde los
noventa. El costo fundamental de la es- tructura energética argentina es el del gas natural, que muestra un enorme peso en la matriz energéti- ca nacional. Desde la privatización de Y.P.F., y a pesar de lo estableci-
de agroquímicos, procesamiento de gas natural, refinamiento de com- bustible, biodiesel, aceiteras y las actividades financieras, juego y te- lefónicas que entraron en vigencia en diciembre de 2011. Asimismo, desde comienzos de 2012 se mate-
rializó la primera etapa de retiro de subsidios a usuarios residenciales para los servicios de gas natural, electricidad y agua, en zonas de la
CABA y el GBA de mayor poder ad- quisitivo y se habilitó la posibilidad de renunciar ‘voluntariamente’ a los mismos. En una primera etapa, des- de el poder ejecutivo se implementó la quita de subsidios a partir del 1º de enero de 2012 para los usuarios residenciales de Barrio Parque y de Puerto Madero, algu- nas zonas de los barrios de Belgrano
R, Retiro y Recoleta dentro de la Ciu-
dad Autónoma de Buenos Aires, y en la zona norte del Gran Buenos Aires a las zonas de La Horqueta, Barrancas de San Isidro y Punta Chi- ca-Victoria. Asimismo, se envió a
usuarios residenciales junto a las fac- turas de gas, agua y energía eléc- trica una declaración jurada en la cuál los particulares deben, si consi- deran que corresponde que se mantenga el subsidio para cada uno de los servicios, enviar la solici- tud para que sea auditada por las autoridades. Las regiones que recibieron en primera instancia la declaración ju- rada fueron parte de los barrios de Nuñez, Belgrano, Palermo, Recoleta
y Retiro en la Capital Federal; y en
el Gran Buenos Aires las zonas de Olivos y San Isidro que se considera-
ban de alto poder adquisitivo y no habían sido alcanzadas por la qui- ta directa de subsidios. A estos ba- rrios se agregaron en marzo de 2012 algunas manzanas de los partidos de San Fernando, San Isidro, Vicen- te López y Tigre y en la Zona Oeste los municipios de Hurlingham e Ituzaingó, mientras que en la Zona Sur se envió al distrito de Adrogué, en el partido de Almirante Brown. Sin embargo, estas medidas constitu- yen solo el primer paso en una gra- dual eliminación de la compleja es- tructura de subsidios vigente, a ex- cepción de los hogares con meno- res ingresos. Si bien esta estructura de subsi- dios generalizados no parece soste- nible en el tiempo, varios elementos deben considerarse. La eliminación de los subsidios inevitablemente re- percutirá negativamente sobre el nivel de consumo interno, que cons- tituyó uno de los pilares sobre los que se apoyó el crecimiento económi- co. Si los recortes se extienden al sector industrial y comercial, la caí- da del consumo será aún mayor debido al impacto que tendría so- bre el nivel general de precios. Debe recordarse que estos cam- bios sólo se refieren a las tarifas de electricidad y gas natural de las distribuidoras bajo regulación nacio- nal. El resto de la provincia de Bue-
nos Aires, como se demostró, ya pagaba importes sustancialmente mayores a los vigentes en estas re- giones. Asimismo, se anunció que en los partidos bonaerenses que existan ajustes en las tasas de alumbrado público se procederá a eliminar los subsidios recibidos, a pesar de que la tarifa correspondiente también es mucho mayor a la vigente para el alumbrado de las regiones bajo ju- risdicción nacional. Finalmente, debe destacarse que la eliminación de los subsidios no implica una solución al proble- ma de fondo. Por un lado, se man- tendrá el déficit en la generación de
energía debido a los grandes au- mentos de costos que trajo apare- jado la importación de gas. Por el otro, como no se modificó la legis- lación por lo que se mantiene un modelo diseñado para que las em- presas obtengan ganancias sin rea- lizar inversiones, que castiga a los usuarios cautivos y beneficia a los grandes grupos económicos. La so- lución real al problema de las tari- fas no puede ser otra que la trans- formación de las regulaciones neoliberales, la planificación racio- nal de las inversiones y el recupero del autoabastecimiento gasífero mediante inversiones de riesgo.
De la información presentada a lo largo del trabajo se desprende que el sistema energético de la Pro- vincia de Buenos Aires constituye un elemento muy relevante a nivel na- cional, en relación a su capacidad de producción y especialmente por su nivel de consumo de energía. A pesar de no contar con cen- trales hidroeléctricas, en las usinas lo- calizadas en su territorio se genera más de un cuarto del total de ener- gía eléctrica producida en el país, y allí se ubica el mayor parque de generación termoeléctrica del país, que constituye el tipo de genera- ción más importante a nivel nacio- nal. Asimismo, aún cuando en la Pro- vincia de Buenos Aires no existen ac- tualmente reservas comprobadas de hidrocarburos y, por lo tanto no se realizan actividades de extrac- ción en su territorio, allí se desarrolla la parte más significativa de la pro- ducción de derivados. En la provin- cia de Buenos Aires se concentra la mayor cantidad de refinerías de petróleo y las de más capacidad del país, que explican dos tercios de la capacidad de topping total exis- tente en el país, el 75% de la capa- cidad de Cracking Catalítico y el 80% de Hidrotratamiento Catalítico
existente en la Argentina. A su vez, en los distritos de Bahía Blanca y Es- cobar se ubican las únicas dos ter- minales de regasificación del país, que procesan el GNL importado por los buques metaneros, mientras que en el partido de Esteban Echeverría se instaló una planta que produce Gas Natural Sintético. No obstante, aún cuando la Pro- vincia de Buenos Aires constituye una de las jurisdicciones más impor- tantes en relación a su capacidad de producción energética, requie- re de una importante red de trans- porte que la conecte con las regio- nes productoras del resto del país. Esto se debe, en primer lugar, a la inexistencia de energía primaria en su territorio, lo que implica que se transporten hasta las plantas procesadoras tanto el petróleo cru- do extraído en las principales cuen- cas del país, como el gas natural requerido para la operación de las usinas termoeléctricas y para el con- sumo domiciliario e industrial. Aún más, en el caso de la energía eléc- trica, si bien la provincia genera el 26% del total de electricidad produ- cida, su consumo anual es superior, por lo que es necesario que se trans- mita desde regiones generadoras
que cuenten con producción exce- dente. Adicionalmente, su cercanía geográfica con la Ciudad de Bue- nos Aires (otro distrito de gran de- manda de energía eléctrica e hidro- carburos) acentúa los requerimien- tos de transporte en la provincia de Buenos Aires, dado que las redes de transmisión deben necesariamente atravesar su territorio. De esta forma, hacia la Provincia de Buenos Aires confluyen importan- tes líneas de transmisión de energía eléctrica en Alta y Extra-alta tensión desde el Comahue y Yacyretá, complementadas por un extenso sis- tema de transporte por distribución troncal con más de 6.100 km de lí- neas de transmisión. En cuanto a la producción de hidrocarburos, las principales regiones productoras de Gas Natural se conectan a través de tres gasoductos troncales desde el Sur (dos desde la Cuenca Neuquina y otro desde las cuencas Austral y San Jorge) que confluyen en Bahía Blanca y dos desde el Norte, que se dirigen hacia el Área Metropolitana de Buenos Aires. A su vez, el trans- porte de petróleo desde las Cuen- cas del Golfo San Jorge y Austral se realiza hacia las instalaciones por- tuarias ubicadas también en las cer- canías de Bahía Blanca, mientras que desde el norte de la Provincia un poliducto conecta la refinería
Luján de Cuyo en Mendoza con las instalaciones de La Matanza. En el segmento de distribución, por su parte, se observa una gran heterogeneidad al interior de la Pro- vincia de Buenos Aires. Respecto al sistema eléctrico, esto se debe a que, previo al proceso de reformas de comienzos de la década del noventa, la actividad de distribu- ción en el Área Metropolitana de Buenos Aires era desarrollada por la empresa pública de jurisdicción na- cional SEGBA, mientras que en los distritos del interior operaba la em- presa provincial ESEBA. Al encontrar-
se bajo distintas órbitas, se llevaron
a cabo procesos de privatización
independientes, y las firmas que se adjudicaron las concesiones para la
prestación del servicio de distribu- ción quedaron, para el primer caso bajo jurisdicción del ENRE, mientras que las empresas continuadoras de
la actividad de ESEBA permanecie-
ron en la órbita del organismo pro-
vincial OCEBA. Como resultado, en
el territorio de la Provincia de Bue-
nos Aires pueden observarse impor- tantes diferencias en las tarifas co-
bradas a los consumidores residen- ciales de energía eléctrica, debido
a que las distribuidoras que operan
bajo jurisdicción del ENRE (EDENOR, EDESUR y EDELAP) cobran una tarifa con fuertes subsidios para este tipo
de consumidores, que abonan cin- co veces menos por el mismo con-
sumo que en el caso de las distribuidoras de los distritos del In- terior de la Provincia (EDEA, EDES y EDEN), que operan en la órbita de OCEBA. Estas mayores tarifas no se explican por costos más elevados en la generación o transmisión, ya que como se señaló, el Área Metro- politana de Buenos Aires es fuerte- mente deficitaria en materia de generación de energía eléctrica, y por lo tanto requiere del transporte desde otras regiones, mientras que
el Interior provincial produce un ex-
cedente. Por el contrario, los diferen- ciales en las tarifas responden a los mayores subsidios que otorga el Eje- cutivo Nacional a los consumidores residenciales en su jurisdicción. El servicio de distribución de Gas Natural, por su parte, hasta la dé- cada del noventa se encontraba en todo el país bajo el monopolio de
la estatal Gas del Estado. Tras su
privatización, en la Provincia de Bue- nos Aires la actividad se dividió en cinco distribuidoras. A pesar de que todas ellas operan bajo la órbita del ENARGAS, se observan también di- ferencias en las tarifas que cobran
a sus consumidores, aunque de
menor magnitud que las registradas en el servicio eléctrico, y contraria- mente a lo que sucede con las tari-
fas eléctricas, los consumidores de los distritos del Interior de la Provin- cia abonan un precio menor por metro cúbico que los del Área Me- tropolitana de Buenos Aires. Finalmente, un elemento que debe destacarse del sistema ener- gético Argentino, es que, a diferen- cia de lo ocurrido históricamente en
el sector, a partir del proceso de re-
forma del sistema llevada a cabo durante la década del noventa, el Estado ha perdido casi totalmente
el rol central que exhibía previamen-
te, y en la actualidad posee un pa- pel marginal en la dinámica del sec-
tor energético, que solo se recupe- ró tibiamente a lo largo de la última década. En la Provincia de Buenos Aires, actualmente las distintas juris- dicciones estaduales sólo operan un reducido número de usinas térmicas
y la nucleoeléctrica Atucha I, que
en conjunto explican el 18% de la potencia instalada, mientras que su presencia en los segmentos de transporte y distribución se reduce al 25% de Transener (transporte de alta y media tensión) con que cuen- ta ENARSA. A su vez, en el sector hidrocarburífero su rol se circunscribe únicamente a la acti- vidad de ENARSA, cuyo poder real de intervención en el mercado es muy reducido. Paralelamente, se observa una fuerte presencia del
capital extranjero a lo largo de todo el sistema eléctrico, que controla usinas de generación de energía eléctrica más importantes, a la vez que posee una fuerte presencia en el segmento de distribución, donde operan todas las concesiones a ex- cepción de EDENOR y, reciente- mente, EDEN; mientras que luego de la desregulación del mercado de los hidrocarburos y la privatización de Gas del Estado e YPF, esta actividad ha pasado a estar casi totalmente dominadas por empresas extranje- ras, tanto en el upstream como en el downstream del sector petrolero y gasífero. Como se comentó al iniciar este trabajo, la situación energética de la Provincia de Buenos Aires es com- pleja y heterogénea, en línea con la propia complejidad económica, social y demográfica de la provin- cia. El peso en cuanto habitantes y producción que tiene la provincia hacen que sea un territorio central en la estructura económica argen- tina, lo que se reproduce en el sec- tor energético. Se mostraron las im- portantes conexiones entre la pro-
vincia y la Ciudad de Buenos Aires, que hacen depender del consumo de la Ciudad gran parte de la infra- estructura bonaerense. Este trabajo no ha sido más que un breve repa- so de la situación energética de la provincia, quedando pendiente la marcación de perspectivas de transformar esas estructuras. Fallas recurrentes, cortes de suministro, problemas de abastecimiento, cas- tigo a los sectores más pobres y abandono de las inversiones y la expansión del sistema por parte de las empresas concesionarias son sólo algunos puntos de la estructura energética que se deben modificar. Este trabajo buscó ser un punto de apoyo para esa discusión, marcan- do por un lado la importancia estra- tégica de la energía dentro de nues- tra sociedad y por el otro la centralidad de la Provincia de Bue- nos Aires en el sistema energético nacional. No obstante, como se desprende del análisis realizado, no es posible transformar la estructura energética bonaerense sin modifi- car a su vez la de la Ciudad de Bue- nos Aires y de todo el país.
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En En este este modelo modelo la la energía energía
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intereses intereses extranjeros extranjeros
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