La demanda mundial de petróleo no crecerá este año como estaba previsto debido a la lentitud de la recuperación económica en los países industrializados. Esa es la predicción de la Agencia Internacional de Energía, con sede en París. Durante el primer semestre de este año, la nueva estimación es que se requerirán 300.000 barriles diarios menos de crudo que lo que estaba previsto.
A finales de 1991 los países de la Opep estaban produciendo 24,1 millones de barriles diarios. Si se continúa extrayendo petróleo al mismo ritmo, podría haber exceso de oferta en el segundo trimestre de este año. Para agravar la situación, en ese momento Iraq y Kuwait podrían estar exportando volúmenes crecientes.
El consumo mundial previsto por la AIE es de 68,1 millones de barriles diarios para el primer trimestre, y de 65,1 millones durante el segundo. En verdad, la diferencia de cálculo con la Opep no es importante.
El problema difícil de medir es lo que puede ocurrir con Rusia. Todo indica que la producción en Tyumen, la provincia de Siberia que produce 60% del total extraído en la ex URSS, se está desplomando semana a semana. En 1989, el país produjo 4.100 millones de barriles; en 1990, 3.900 millones, y en 1991 la cifra total sería de 3.700 millones. Este año la producción será menor.
¿Cuánto? Imposible saberlo todavía.
Privatización de gas (I).
La configuración de las unidades de distribución.
Cómo conciliar criterios técnicos y económicos, con viabilidad política. En la situación actual se prevén ocho zonas.
La ley 23.696 en su Anexo I habla de transferir a las jurisdicciones provinciales o municipales, mediante convenio, las redes de distribución de gas. A su vez plantea la privatización por concesión de los servicios de distribución y comercialización, con prioridad para el sector cooperativo.
En la práctica, el entonces ministro de Obras y Servicios Públicos procedió a recibir iniciativas privadas referidas a los servicios de distribución de gas sobre la base de una configuración de 21 zonas que respetaban en lo posible las jurisdicciones provinciales. La Comisión Bicameral aprobó esas iniciativas.
Cuando la Consultora Mc Kinsey tuvo que opinar sobre el tema, sugirió una reconfiguración compatibilizando criterios técnico-económicos sobre la base de las actuales administraciones.
Quedaban 11 zonas de distribución (Cuadro I). Capital y Gran Buenos Aires se subdividían en tres zonas (Cuadro II).
El decreto 48/91 dejaba vigente las iniciativas privadas. El decreto 631/91 trató de eliminarlas con lenguaje ambiguo. La ley de gas (que incluye el marco regulatorio para la industria), habla de unidades de distribución configuradas sobre la base de las jurisdicciones provinciales, pero otorga al Poder Ejecutivo la facultad de modificar este esquema en función de criterios técnico-económicos.
Basado en estas facultades delegadas, el Comité Privatizador de Gas del Estado se ha inclinado por una configuración que concilie racionalidad económica y técnica, con viabilidad política. Habrá 8 zonas de distribución, también creadas a partir del actual esquema de administraciones regionales
(ver Cuadro III). Cinco zonas tendrán entre 180 y 220 mil usuarios. En Buenos Aires habrá dos zonas de distribución. La Capital Federal se integrará como unidad con la zona sur del Gran Buenos Aires.
La otra zona se extenderá hacia el norte del Gran Buenos Aires (cada una con 1.2 millón de usuarios).
El resto de Buenos Aires y La Pampa conformarán otra área de distribución (500 mil usuarios).
Con la definición de la compañía Norte y Sur para el transporte (sus trazas fueron anticipadas por Carta Petrolera, ver edición de MERCADO, diciembre de 1991) y la configuración de las áreas de distribución, ha quedado definido el paquete a privatizar de Gas del Estado, con un cronograma que se extiende durante todo el año ´92.
Privatización de gas (II).
Temas pendientes con los bancos acreedores.
Si el gobierno quiere que el cronograma de privatización de Gas del Estado no tenga dilaciones, hay una negociación previa a realizar con los bancos que prestaron.
La privatización de Gas del Estado no será posible si antes no se resuelven problemas pendientes con algunos de los bancos acreedores. Estos son los temas a tener en cuenta.
a) “Waivers”.
La empresa Gas del Estado mantiene una deuda externa con la banca acreedora que suma entre US$ 617 y 738 millones. Los intereses correspondientes oscilan entre US$ 12 y 20 millones. Este condicionamiento impone (para evitar las experiencias de ENTel y de Aerolíneas) la necesidad de solicitud de “waivers” a los bancos acreedores signatarios del GRA (Guaranteed Refinancing Agreement) para Gas del Estado. El “waiver” o dispensa es el consentimiento de los acreedores a la disposición en forma sustancial de los activos por parte de las empresas del Estado o la República. Es importante tener en cuenta que los bancos acreedores prefieren en general analizar el tema
waivers caso por caso, en particular los bancos miembros del Bank Advisory Committee, también llamado “Steering Committee”.
b) “Debt to Equity”.
Del punto anterior surge con claridad la necesidad que tiene el gobierno de acordar una estrategia de negociación con la banca acreedora para poder privatizar Gas del Estado. Los banqueros se interesarán por la posibilidad de que sea aceptada la capitalización de deuda externa como parte del pago a efectuar por las unidades de Gas del Estado que se privatizan.
La disyuntiva de obtener “cash” versus la prioridad de reducir deuda externa, en el caso de la privatización de Gas del Estado, presenta varias aristas conflictivas.
Por un lado, la capitalización de deuda externa en la privatización de nuevos activos del Estado puede resultar contradictoria e impactar negativamente con los elementos que finalmente compongan el paquete del Plan Brady (por ejemplo, un esquema de “debt buy-back” -recompra de deuda- a precios de mercado secundario).
Pero el tema más conflictivo es que la posibilidad de capitalizar deuda externa altera totalmente la conformación de los consorcios que podrán presentarse para comprar las distintas unidades comprendidas en la privatización de Gas del Estado. Los dos bancos tenedores de la mayor parte de los títulos aplicables al esquema de conversión se constituirán de hecho en los árbitros del proceso de selección de operadores, pudiendo quedar fuera de carrera otros grupos internacionales de primer nivel.
Finalmente aparece el problema del trato que se dispensará a la conversión de deuda interna. Si se acepta la conversión de deuda externa, es lógico que los acreedores internos presionen para que se les dé un trato análogo al de los acreedores externos.
Como la banca acreedora exigirá, como principio básico para considerar cualquier pedido de “waivers”, la existencia de la opción de conversión de deuda en la privatización, es preciso definir una estrategia que incluya salidas innovadoras. Una opción sería aceptar un monto de capitalización de deuda aplicable a la privatización de Gas del Estado a través de mecanismos que permitan a los distintos operadores oferentes acceder a los mismos una vez que su oferta haya sido seleccionada.
Estrategia industrial.
Energía barata para integrar el Mercosur.
Subsisten demasiadas incógnitas para establecer valores en el suministro energético de los países miembros, especialmente de Brasil y, la Argentina.
Una de las asimetrías que más preocupan a expertos y a empresarios interesados en la evolución del proceso integrador en el Cono Sur es la diferencia en el costo energético que existe entre Brasil y la Argentina. La cuestión fue planteada por Carta Petrolera a Marcelo Paladino, director académico del IAE, Instituto Argentino de la Empresa. Esta es su respuesta.
“En esta época de ajustes, para poder mejorar la competitividad de cara a la apertura y al Mercosur, surge para muchas empresas la gran incógnita: ¿cuánto tiempo más tendremos tarifas energéticas más caras? ¿Se armonizarán con las de Brasil? ¿En cuánto tiempo podrá solucionarse?
“Desde el punto de vista empresario considero que no puede desconocerse otra realidad más que importante: no hay hechos suficientes y claros para poder planificar cuál será la tarifa energética en el futuro. Esto es consecuencia de:
* Las disritmias en el proceso de privatización y desregulación de electricidad y gas.
* No hay un plan que permita intuir cuál será el esquema de oferta energética en el futuro.
* Siguen conviviendo en el sistema empresas de lo más diversas, como la CNEA (Comisión Nacional de Energía Atómica), y empresas provinciales, con gran disparidad de costos y servicios, que afectan de manera distinta a los usuarios.
* Como en la mayoría de las empresas y servicios públicos nacionales, provinciales y municipales, la tarifa energética esconde esquemas impositivos y de subsidios que poco tienen que ver con los costos de transmisión y de generación. Esto se agrava pues no todas las provincias han profundizado
el ajuste y no se sabe qué políticas tomarán al respecto.
* Hay atrasos en los planes de inversiones en capacidad instalada de generación, y se requieren importantes obras de mantenimiento. Eso implica que las tarifas deberán ser “más que razonables” para los operadores estables o privados (¿debemos recordar ENTel?).
“El análisis hecho hasta aquí seguramente puede repetirse, para nuestro socio (y competidor), Brasil, y probablemente se arribará también a la conclusión de que no se sabe exactamente qué se entiende por tarifa, y además que ese valor es bastante impredecible. Luego la comparación no dejará de ser por ahora un juego numérico intelectual con una gran probabilidad de error, y poco útil para el
planeamiento.
“Esta situación es la que nos debe mover rápida y audazmente a tomar acciones correctivas. A nivel del Estado hemos dicho ya algunos de los puntos claves que deben resolverse. Considero que esto puede resumirse en la resolución del dilema del “trade-off energético”.
El dilema surge porque normalmente detrás de las tarifas hay:
* Costos de generación y transmisión, propios o de un sistema complejo, que es la parte real del problema.
* Impuestos, subsidios y fondos para usos específicos a nivel nacional, provincial y hasta municipal.
Esta es la parte irreal, pero ingrediente habitual, del resultado de mala gestión que lleva a distorsiones sobre la economía real. Para ello un ejemplo:
Desde la óptica de las empresas usuarias, y considerando lo dicho hasta aquí, creo que lo prudente entonces es plantearse que en el corto plazo la tarifa se encarecerá en términos reales.
En base a ello deberían tomarse acciones en diversos frentes:
* Aplicar planes de racionalización de energía serios y con visión de largo plazo, considerando ajustes reales de tarifa (incremento). No tomarlo como un plan más, sino que se trata de incorporar la tecnología del ahorro permanente, buscando el mayor rendimiento de los procesos, estudiando la posibilidad de cambiar equipos y máquinas con menor consumo.
* Iniciar planes para negociar tarifas particulares con las empresas de energía, saliendo de los esquemas tradicionales y desarrollando eficientemente la relación proveedor-cliente en la que ambos ganan algo. En sectores de química y siderurgia hay ya varios casos notables de negociaciones exitosas.
* Colaborar con los organismos intermedios que correspondan para esclarecer cada vez más la situación de los sectores industriales en cuanto a costos reales de energía. Dentro de estos costos reales deben incluirse y diferenciarse claramente los problemas tarifarios (problemas del proveedor) y la eficiencia en el uso por parte del cliente.