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HERRAMIENTAS

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Energía Eléctrica, Ferrocarriles y Gas Natural
La privatización de los servicios públicos
Una investigación clave para comprender nuestra realidad.
Por Alfredo Fernández Franzini
Publicado digitalmente: 11 de mayo de 2005

Tabla de Contenidos

1. Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica
2. Servicio Público de Transporte Urbano Ferroviario
3. Servicio Público de Suministro de Gas Natural

1. Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica

1.1 Conceptos técnicos

El sistema eléctrico está compuesto por usinas generadoras de electricidad, redes eléctricas de transporte, redes eléctricas de distribución y consumidores de electricidad. El sistema no almacena energía, lo que significa que en todo momento la generación debe ser igual a la demanda de consumo. En caso de que la demanda supere a la generación, es necesario efectuar cortes de servicio para reducir el consumo y adecuarlo a la generación, en caso contrario se produce el colapso del sistema eléctrico.

En las usinas existen máquinas eléctricas llamadas generadores, que transforman la energía mecánica en electricidad. Estas máquinas deben ser movidas por otras llamadas primarias, que pueden ser de combustión interna (motores diesel o turbinas de gas), centrales de vapor (de combustible fósil o nuclear) centrales hidráulicas y centrales eólicas. Los generadores eléctricos se conectan entre si y con los consumos por medio de las redes de transporte y distribución. Todos estos elementos integran lo que se conoce como Sistema Interconectado Nacional (SIN).

1.2 Situación previa a la ley de marco regulatorio Nº 24.065

El marco jurídico estaba dado por la ley 15336. Todo el SIN estaba integrado por empresas del estado, nacionales y provinciales, y algunas cooperativas eléctricas de distribución. Existían empresas integradas verticalmente ( generación, transporte y distribución), como ser: Agua y Energía Eléctrica SE y SEGBA, que eran nacionales, ESEBA SE (Prov. de Bs. As.) EPEC SE (Prov. de Córdoba) EPE (Prov. de Santa Fe). Empresa de generación y transporte: HIDRONOR SE nacional. Empresas generadoras: CNEA (actualmente NASA), y CTMSG (Salto Grande binacional Argentino-Uruguaya).

1.3 Funcionamiento

La coordinación y operación instantánea del SIN era realizada por un organismo llamado Despacho Nacional de Cargas, (DNC), dependiente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica SSEE), de acuerdo con pautas determinadas por esta última, para el despacho económico del sistema. La SSEE también regulaba y dictaminaba las transacciones económicas entre empresas de acuerdo con la información proporcionada por el DNC, fijaba las tarifas eléctricas en función de los costos determinados y proporcionados por las empresas, y era responsable por la programación de mediano y largo plazo (salidas de servicio por mantenimiento programado y plan de obras para incrementar la capacidad del SIN en función del incremento de demanda). Todas las empresas nacionales dependían de la SSEE, excepto la CNEA que dependía de la Presidencia de la Nación.

Existía un Fondo de Grandes Obras Eléctricas (FONGOE), formado por aportes (5%) de la facturación eléctrica de todo el país. Con el se financiaban las obras de ampliación del sistema eléctrico, mas los aportes de organismos internacionales (BID, BM) que aportaban a las obras de infraestructura. La planificación de las obras era responsabilidad de las empresas, pero se requería la aprobación de la SE, que debía tener en cuenta el crecimiento esperado de la demanda y los plazos de terminación de las obras. Las tarifas se fijaban tratando de cubrir los costos operativos, pero por razones políticas no lo hacían, dificultando el mantenimiento de usinas y redes, y produciendo un déficit operativo de las empresas que disimulaba la administración ineficiente de las mismas. Esta ineficiencia fue la principal causa de los cortes de energía del período 1988/89.

1.4 Cambios producidos por la ley 24065

Se separan las distintas funciones del sistema eléctrico, y se reconocen los siguientes actores del mismo:
Generadores, Transportistas, Distribuidores y Grandes Usuarios.
Se crean las Asociaciones de los mismos: AGEERA (generadores), ATEERA (transportistas), ADEERA (distribuidores), AGUEERA (grandes usuarios).
Se crea el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Se asignan las funciones de despacho del DNC a una nueva empresa sin fines de lucro llamada Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA). Los accionistas por partes iguales de esta empresa son las asociaciones de actores (AGEERA, ATEERA, ADEERA, AGUEERA) y la Secretaria de Energía, que tiene poder de veto en el directorio.

Las empresas nacionales integradas son divididas en empresas mas chicas de acuerdo con las funciones desempeñadas: Centrales Generadoras (Costanera, Puerto, San Nicolás, etc); Empresas Distribuidoras (Edenor, Edesur y Edelap); Empresas Transportadoras (Transener).

La generación térmica se privatiza, la hidráulica, el transporte y la distribución se concesionan. Quedan sin privatizar las centrales nucleares (agrupadas en la NASA) y las centrales hidroeléctricas binacionales Salto Grande y Yaciretá (CTMSG y EBY).

Se crea el ente regulador nacional de la electricidad (ENRE), los miembros de cuyo directorio deben ser elegidos por concurso.

1.5 Funcionamiento

Precio de la energía

Precio Instantáneo (Spot)
Es determinado por períodos horarios por la Compañía Administradora en función del costo marginal (precio de combustible o agua) de la última máquina que entra en servicio para cubrir la demanda. Es el que cobra el generador por la energía generada que no haya vendido en el mercado a término.

Precio Estacional
Es determinado por la SE en función de una estimación del promedio del precio instantáneo para períodos semestrales de invierno y verano, con ajustes trimestrales. Existe un fondo compensador que sirve para ajustar las diferencias por exceso o defecto que resulten de cada semestre entre el valor promedio real y el estimado. Este precio, mas el costo de transporte, es una parte de lo que luego cobran las distribuidoras nacionales a sus clientes.

Tarifa de distribución
Está compuesta por tres elementos: el precio de la energía comprada a los generadores (33%), el costo de distribución (39%) y los impuestos (28%). Por lo tanto las distribuidoras (EDENOR, EDESUR y EDELAP) son responsables de solo el 39% de lo que paga el usuario. La metodología para determinar el costo de distribución de cada distribuidora está determinado en el contrato de concesión respectivo. Este aspecto es importante a tener en cuenta cuando se trata el tema de la tarifa social. El Estado abandona su rol de empresario eléctrico, y mantiene sus funciones de regulación y control a través de la SE que participa como accionista con poder de veto en la Compañía Administradora del mercado, a través del ente regulador autárquico ENRE que funciona en el ámbito de la SE, y a través de la normativa que emita por medio de leyes, decretos y resoluciones.

2. Servicio Público de Transporte Urbano Ferroviario

2.1 Conceptos técnicos

El ferrocarril comienza a desarrollarse a principios del siglo XIX. Es un sistema de transporte guiado, es decir que normalmente los vehículos no abandonan los rieles que los sostienen y guían. Como el rozamiento entre la rueda y el riel ambos de acero es muy bajo, el costo de transporte por Tn/Km es de los menores, superior sólo al del transporte marítimo. Esto lo hace el medio de transporte terrestre mas adecuado para largas distancias y materiales a granel y de bajo valor agregado, como cereales, piedra, cemento, petróleo, aceites vegetales, y similares. Un sistema ferroviario operado eficientemente permite sacar de las rutas toda esta carga y reducir la congestión de las mismas, causa de muchos accidentes y pérdida innecesaria de vidas. Eso reduce también los costos internos de la economía y mejora la competitividad de nuestro país.

La fuerza de tracción es suministrada en general por un vehículo automotor, movido al principio por motores de vapor y en la actualidad en su mayor parte por motores eléctricos, que pueden ser alimentados por un grupo electrógeno diesel transportado a bordo del mismo (loc. diesel eléctrica) o desde usinas fijas que transmiten la electricidad al vehículo a través de líneas de transmisión situadas por encima o al costado de los rieles y es tomada por el vehículo a través de contactos deslizantes fijados en el mismo. En este caso de tracción concentrada en un solo vehículo, este remolca a los demás que pueden ser de carga o de pasajeros. Otra forma para trenes de pasajeros es el de tracción distribuida en varios vehículos, que puede ser eléctrica o diesel. En este caso se habla de Unidades Múltiples Eléctricas (UME) o Unidades Múltiples Diesel (UMD). Para el transporte urbano de pasajeros, la forma más conveniente es la de UME, que presenta las características de buena aceleración y muy baja contaminación del ambiente.

2.2 Situación previa al concesionamiento en 1994

El marco jurídico está dado por la ley 2837. Los ferrocarriles comienzan a instalarse en nuestro país a partir de 1885. Su período de mayor expansión corresponde al último cuarto del siglo XIX. El estado nacional y la provincia de Buenos Aires cumplen con funciones de fomento de la actividad. En la mayoría de los casos en las concesiones se garantizaba una utilidad mínima sobre la inversión, a cambio de la cual la empresa se obligaba a transportar el correo gratis y las tropas nacionales a mitad de precio.

El control regulatorio de las empresas ferroviarias privadas estaba a cargo de la Dirección Nacional de Ferrocarriles. El Estado opera también varias líneas de trocha angosta que forman los ferrocarriles nacionales. En 1948, cuando el estado nacionaliza a los ferrocarriles en manos privadas, el transporte ferroviario ya ha dejado de ser buen negocio por la competencia del transporte automotor, que no tiene que mantener las rutas que usa. Se forma primero la Empresa Ferrocarriles del Estado Argentino (EFEA) y luego pasa a ser Ferrocarriles Argentinos (FA), que agrupan a las distintas líneas que, con nombres de generales, corresponden a las empresas privadas originales (FC del Sur = FC Gral. Roca, FC Central Argentino = FC Gral. Mitre, por dar algunos ejemplos). Como los problemas del transporte urbano son distintos de los de transporte de pasajeros y carga de larga distancia, con el objeto de racionalizar el servicio a principios de la década del 90 se crea la empresa Ferrocarriles Metropolitanos SA (FeMeSA) que queda a cargo de las líneas del servicio urbano de pasajeros.

2.3 Proceso de concesionamiento

El marco jurídico esta dado por la ley 23699 de privatización y concesionamiento de las empresas del estado, por el decreto 666/89 que establece un plan de coyuntura para la racionalización y posterior concesión de las líneas ferroviarias, el decreto 502/91 de creación de FeMeSA, y el decreto 1143/91 que ordena el concesionamiento de SBASE y FeMeSA, y establece un marco regulatorio para este proceso.

Se divide a FeMeSA en las líneas originales: Roca, Sarmiento, Belgrano, San Martín y Urquiza. Las líneas de SBASE quedan en un solo grupo. En los pliegos se especifica la tarifa a cobrar, un método para determinar un índice de calidad de servicio, y las obras de infraestructura y de reparación del material rodante, que se harán por cuenta del estado. Los oferentes deben presentar un plan de negocios con un detalle de los servicios a prestar que debe ser igual o superior a lo requerido en el pliego, cotizar las obras de infraestructura y mat. rodante detalladas en el pliego, y especificar si necesita subsidio o si ofrece pagar un canon. Los grupos ganadores son: Metrovías integrado por Roggio, Cometrans, Morrison Knudsen y Burlington, que obtienen la concesión de las Líneas Mitre, Sarmiento, Urquiza y SBASE.
Mas tarde este grupo se divide en Metrovías (Roggio y Burlington) con el subte y el Urquiza, y Trenes de Buenos Aires (Cometrans y MK) con las líneas Mitre y Sarmiento. Otro grupo ganador es Metropolitano, integrado por la constructora Ormas, Trainmet, BART y JARTS, que obtiene la concesión de las líneas San Martín, Roca y Belgrano. Por decisión de la ST se divide la línea Belgrano en Norte y Sur, adjudicándose el Belgrano Norte al grupo Ferrovías integrado por EMEPA, Ing. Picco y Asoc. y Ferrocarriles Portugueses. El Belgrano Sur queda en manos de Metropolitano. Las tomas de posesión de las distintas líneas se realizan entre 1994 y 1995.

Con la operación privada se reducen las cancelaciones y mejora la puntualidad. Esto produce un aumento en el número de pasajeros transportados, que en general supera ampliamente lo esperado por la ST. Esto hace prever que se va a llegar al límite de la capacidad de la infraestructura antes de que finalice el período de concesión de diez años.

Como el Estado carece de capital para realizar las inversiones necesarias para cubrir este aumento de la demanda, solicita a los concesionarios que presenten los planes de inversiones requeridas en cada línea, y los plazos necesarios para recuperar estas inversiones. Se inicia así un proceso de renegociación de los contratos de concesión originales, incorporando estos nuevos planes de obras y prolongando los plazos de concesión e incrementando las tarifas para poder recuperar las inversiones correspondientes que deberán realizar las concesionarias. Este proceso finaliza a fines de 1999, antes del cambio de gobierno.

El gobierno de la Alianza, que como oposición había criticado estas renegociaciones, desconoce los decretos del anterior gobierno e inicia un nuevo proceso de renegociación de las concesiones, donde se busca reducir los plazos de concesión y los montos de inversión. TBA y Ferrovías alcanzan a firmar un nuevo acuerdo pero los de Metrovías y Metropolitano quedan inconclusos al producirse la caída del gobierno de la Alianza en diciembre de 2001.

La crisis económica, iniciada en 1998 y agravada a partir de enero de 2002, invalida casi todos los supuestos de incremento de demanda que dieron origen a estas renegociaciones. Las condiciones económicas actuales, en cuanto a costos, cantidad de pasajeros transportados y tarifas, no están contempladas en los contratos de concesión originales. En el presente, las tarifas de este servicio, al igual que las de gas y electricidad están siendo analizadas por la comisión formada en el ámbito del Ministerio de Economía.

3. Servicio Público de Suministro de Gas Natural

3.1 Conceptos técnicos

El gas natural es un hidrocarburo que se encuentra en el subsuelo, asociado generalmente con los yacimientos de petróleo. Cuando se extrae el petróleo, generalmente el crudo viene mezclado con agua y gas. Estos elementos se separan en unas instalaciones llamadas baterías que reciben la producción de varios pozos de un yacimiento. El crudo se envía a tanques o a un oleoducto, y el gas se comprime y se envía a la cabeza de un gasoducto si existe un sistema de cañerías llamado red de captación, o si no se reinyecta al yacimiento si hay compresores para hacerlo, o se ventea (se quema) si no existen las instalaciones mencionadas anteriormente. También puede darse el caso de que se encuentren yacimientos gasíferos, que no producen petróleo. En este caso, su explotación solo es posible si existe o se construye un sistema de transporte de gas, llamado gasoducto, compuesto por cañerías de acero de gran diámetro (300 a 600 mm), y las estaciones compresoras para impulsar el gas. Los gasoductos realizan el transporte de larga distancia, desde el yacimiento hasta los centros de consumo. En estos últimos se requiere una red de distribución que lo lleve hasta el usuario final. La etapa de exploración y extracción es realizada en general por las empresas petroleras, en cambio el transporte y distribución es realizado por la empresa o empresas de gas.

3.2. Situación previa a la promulgación de la ley 24076 de Marco Regulatorio de Gas Natural y privatización de Gas del Estado

El marco jurídico estaba dado por la ley 17319 (ley de hidrocarburos) de 1967.

3.2.1 Breve reseña histórica
El gas de alumbrado distribuido por redes comienza a utilizarse en el mundo en la segunda mitad del siglo XIX. En nuestro país comienza en Buenos Aires a fines del mismo siglo. Este gas se fabricaba a partir del carbón de piedra. Las primeras empresas de gas eran de origen inglés, igual que el carbón utilizado en el proceso.
Por esta razón solo había redes de gas en las ciudades portuarias, y su precio lo hacia accesible solo a un sector limitado de la población. En 1945, por iniciativa del Ing. Julio Canessa, YPF comienza a instalar redes de captación de gas en sus yacimientos y se crea la Dirección Nacional de Gas del Estado, que se hace cargo de las empresas inglesas nacionalizadas. En 1947 se inicia la construcción del gasoducto Comodoro Rivadavia - Ciudad de Buenos Aires, de 1605 Km de longitud, terminado en 1949. Esta obra permite poner el gas natural al alcance de casi todas las clases sociales. Se logra también reducir las importaciones de carbón y reemplazar otros combustibles como el kerosén y la leña y el carbón vegetal. Durante esta época, YPF tenía el virtual monopolio de los yacimientos de hidrocarburos, y era responsable de construir las redes de captación de gas, y estaba obligado a ceder el gas a la empresa Gas del Estado. Esta tenía el monopolio del transporte y distribución del gas.

Al descubrirse gas en los yacimientos de Salta se construye el gasoducto de Campo Duran a Buenos Aires; posteriormente se realiza una conexión desde los campos de gas de Bolivia hasta este gasoducto, lo que permite importar gas desde este país. Al descubrirse el enorme yacimiento de Loma la Lata, se construyen los gasoductos NeuBA I y II, de Neuquén a BA y el gasoducto Centro Oeste, de Neuquén a Mendoza y luego hacia el este hasta San Jerónimo en Santa Fe, donde se une al Duran-BA. Esta red de gasoductos troncales, junto con una extensa red de gasoductos secundarios, puso el gas natural al alcance de la mayoría de los centros poblados del país. Las tarifas eran fijadas por la Secretaría de Energía, y no siempre reflejaban los costos reales, lo que dificultaba una política de inversiones acorde con el crecimiento de la demanda.

Gas del Estado, responsable de la operación de los gasoductos, no tenía un sistema de comunicaciones y control adecuado y moderno para el manejo de los mismos, y la falta de capital para inversiones no le permitía corregir esta falla y aumentar tambíén la capacidad de las estaciones compresoras. Esto daba como resultado la famosa “falta de gas” durante las semanas más frías del año en Buenos Aires y alrededores.

3.3. Situación luego de la promulgación de la ley 24076, de marco regulatorio y privatización de Gas del Estado

3.3.1. Introducción
Se separan las funciones de transporte y de distribución del gas, y se crea el ente regulador del gas (ENARGAS) los miembros de cuyo directorio son elegidos por concurso. La provisión de gas, junto con la de electricidad son las únicas que cuentan con un marco y ente regulatorios creados por ley del Congreso Nacional. Se forma un Mercado Mayorista de gas donde operan los actores que son los productores, distribuidoras, grandes usuarios y comercializadores.

El transporte se divide en dos empresas transportadoras, Transportadora de Gas del Norte (TGN) y Transportadora de Gas del Sur (TGS). TGN opera el gasoducto Campo Durán Buenos Aires y el Centro Oeste, y TGS opera el gasoducto Gral. San Martín de Tierra del Fuego a Buenos Aires, y los NeuBA I y II. El aumento en la capacidad de las estaciones compresoras, la instalación de cientos de Km de cañerías en paralelo y la instalación de un sistema de medición y control centralizado a distancia, que ambas transportadoras han realizado, ha permitido aumentar la capacidad de transporte y eliminar la falta de gas en invierno en Buenos Aires. La capacidad de transporte pasó de 74,72 millones de m3 por día (MMm3/d) en diciembre 1992 a 119,52 MMm3/d en diciembre 2000.

La distribución de gas que estaba también a cargo de Gas del Estado en todo el país, fue dividida en nueve áreas que fueron licitadas por separado. Las mismas son:
• Metrogas, cubre zona sur de Capital Federal
• Gas Natural BAN, zona norte de CF y conurbano hasta Zárate.
• Litoral Gas, Prov. S. Fe y noreste de BA, desde Zárate.
• Distr. de gas del Centro, Prov. Córdoba, La Rioja y Catamarca.
• Distr. de gas Cuyana, Prov. San Luis, San Juan y Mendoza.
• Gas Nea, Prov. Chaco, Formosa, Misiones, Corrientes y Entre Ríos.
• Gas Nor, Prov. Jujuy, Salta, Tucumán y Santiago del Estero.
• Camuzzi Gas Pampeana, Prov. de La Pampa y resto de Buenos Aires.
• Camuzzi Gas del Sur, Prov. de Neuquen, Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

La producción del gas, antes en manos de YPF y sus concesionarias, ahora lo realizan YPF-Repsol (con el 51,12%) y el resto de las empresas que operan los yacimientos petroleros (las 9 que le siguen con el 37,8%). El precio del gas se negocia en el Mercado Mayorista de gas, donde estas empresas venden y donde las distribuidoras y los grandes usuarios (Usinas Eléctricas y otras industrias) compran. La posición dominante que tiene Repsol-YPF facilita la acción oligopólica de la misma en la determinación del precio.

Estos compradores deben luego contratar capacidad de transporte con TGN o TGS según su ubicación y la del productor que les vende el gas. Los grandes usuarios pueden contratar el transporte en forma directa o a través de las distribuidoras.

3.3.2. Tarifas para el usuario residencial
La tarifa para el usuario residencial tiene tres componentes, además de los impuestos:
• El precio del gas, que varía estacionalmente y se calcula cada seis meses, para invierno y verano.
• El costo del transporte, que es fijado por el ENARGAS de acuerdo con la metodología estipulada en el contrato de concesión de transporte.
• La remuneración por costo de distribución, que se fija de forma similar al anterior.

Estos dos últimos costos tienen una cláusula muy discutida durante la época de la estabilidad monetaria, que es la de ser ajustados por el índice de precios al consumidor de USA.
La aplicación de esta cláusula fue suspendida pero no anulada durante 2001, lo que supone que hay un aumento acumulativo en suspenso sobre estas partes de la tarifa. El usuario residencial no negocia el precio del gas directamente con las petroleras, sino que esta negociación está a cargo de la distribuidora. Como esta luego le cobra al usuario, no tiene ningún interés en obtener el menor precio. Es tarea del ENARGAS velar por los intereses de los usuarios residenciales. Lo hace fijando un precio de referencia para luego comparar con el negociado por la distribuidora, y tiene facultades para limitar el precio si considera que el negociado por la distribuidora es alto. Los precios actuales, dada la crisis económica actual, se han fijado al nivel que tenían en el invierno de 2001.

El gas natural cubre actualmente el 60% de las necesidades de energía de nuestro país, distribuido de la siguiente manera: Uso residencial 22,3%; uso comercial 3,4%; uso industrial 32,0%; generación eléctrica 34,9%; GNC 5,4%.


IDICSO - USAL
Alfredo Fernández Franzini:
Ingeniero Mecánico con orientación en Energía por la Universidad Nacional de Rosario (UNR).
Postgrado de Ingeniería Mecánica por la Universidad Nacional de Buenos Aires (UBA).
Ex Técnico de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).
Ex Director de la Central Nucleoeléctrica Atucha I (CNA-I). Investigador del Área de Recursos Energéticos y Planificación para el Desarrollo del Instituto de Investigación en Ciencias Sociales (IDICSO) de la Universidad del Salvador.
Analista energético del Movimiento por la Recuperación de la Energía Nacional Orientadora (MORENO).
Consultor Senior Proyecto Central Nucleoeléctrica Atucha II (CNA-II).
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