En el sector se está poniendo a prueba el nuevo estilo de convivencia entre el Estado, los usuarios y la industria.
Los veteranos del sector eléctrico consideran que el modelo puesto en vigor por el gobierno “es de laboratorio”. En este servicio público el Estado tiene una presencia sólida, a través de su participación en la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA -Cammesa, desde donde se autorregula el mercado-, autoriza proyectos y acentúa la fiscalización a través del Ente Nacional de Regulación de la Electricidad (Enre).
Desde la Secretaria de Energía, su actual titular, Carlos Manuel Bastos, fue el encargado de poner en marcha el modelo. Graduado como ingeniero en la Universidad de Córdoba, su largo paso por la Fundación Mediterránea, donde se desempeñó como investigador en el área de economía de la energía y los servicios públicos, lo ubica en la órbita más cercana del ministro Domingo Cavallo.
-¿Qué cambió en el sector eléctrico?
-En principio, hubo un cambio de organización del sector, que fue el paso previo a la privatización. Fue pensado ex profeso para el sector privado, donde hubiese inversión de riesgo.
Nadie tiene tarifas aseguradas. Los productores venden a los distribuidores o a los grandes consumidores con tarifas que se pactan libremente o a un pool que nosotros llamamos mercado eléctrico mayorista. En estas condiciones los productores tienen que competir. Los distribuidores están en una parte de la actividad mucho más monopólica, sobre todo en el servicio al consumidor
minorista; para esto se ha implementado un sistema novedoso de fijación de tarifas, con penalidades para hacer una regulación indirecta.
Cada diez años, los distribuidores pasan por un proceso de licitación en el que entran en competencia con una tarifa predeterminada para el próximo período. Si aparece otro grupo que considera que la empresa tiene un valor mayor que el que está ofertando el operador, se le transfiere el paquete mayoritario. De esta forma se pueden reemplazar o renovar grupos que se muestren ineficientes o tengan dificultades en la prestación del servicio.
-¿Cómo afecta esto a los planes de largo plazo?
-La ventaja es, justamente, que los valores que se ofrecen por una empresa tienen que ver con el negocio futuro. La empresa que está prestando el servicio puede hacer obras e invertir, independientemente de lo que le reconozca el Estado, o de cuándo recupera una inversión. Estos problemas se eliminan y la empresa tiene que pensar en mejorar el servicio, en ser eficiente, porque eso será lo que se cotice cada diez años. Si alguien quiere hacer una oferta mayor es porque está dispuesto a mejorar la empresa.
-¿Cuál es el balance de la posprivatización?
-Hemos superado los problemas principales. Una síntesis de cómo lo encontramos puede ayudar a ver la evolución. Las obras de generación de energía estaban paralizadas, los contratistas habían suspendido las obras por no pago y varios conflictos. Las empresas tenían dificultades en la operación diaria. El Tesoro Nacional tenía que asistirlas.
Ahora, las principales obras que quedaron a cargo del Estado se están ejecutando. Entraron las dos primeras turbinas de Piedra del Aguila, se terminó la primera etapa y la hemos privatizado.
Yaciretá está destrabada. Lo mismo Pichín-Lecún-Leufú. Atucha II presenta todavía algunos inconvenientes, pero esto pertenece a otro capítulo, más complejo. Las tarifas tienen un nivel similar o inferior. El equipamiento térmico fue reparado y se acerca a los rendimientos máximos. El Tesoro
ya no hace transferencias. Las empresas privadas aumentan su eficiencia, disminuyeron los inconvenientes durante este verano, superamos el problema del sector que amenazaba con hacerse crónico.
-¿El Estado se asigna algún papel en la estrategia de estimular el desarrollo de ciertas fuentes de energía; orientar, por ejemplo, el reemplazo de la térmica por la hidroeléctrica o la nuclear?
-El Estado no tiene que planificar. Sólo garantizar un marco general, un modelo en el que los precios orienten los sistemas y los recursos. Esto es cambiante en el tiempo, depende de las señales que va dando la abundancia relativa de cada uno de esos recursos.
Hay tres variables que determinan el futuro: el precio del petróleo, las tasas de descuento del capital y las tasas de demanda de energía. Eso es lo que miran quienes van a invertir en energía.
Por ejemplo, si la expectativa es precio alto para el petróleo, son más atractivos los equipamientos hidroeléctricos, y se tornan más atractivos aún si se están esperando tasas bajas de descuento, porque en el primer momento hay que hacer una inversión de capital muy alta. La decisión no se toma por los precios de hoy sino por los que se esperan para el futuro. En el pasado, un pequeño grupo, dentro de la Secretaría de Energía, evaluaba los riesgos y tomaba decisiones millonarias.
Tomemos, por ejemplo, el caso de Hidronor: las decisiones no las tomaba la empresa sino la Secretaría de Energía y se le daban a Hidronor fondos no reintegrables obtenidos con tres sobrecargas de 5% sobre las tarifas, para destinarlos a obras. Pero quedaban sin resolver los aspectos de regulación de ríos, cómo se afectaba a las provincias, las cuestiones ambientales, las de riego, la alteración del ecosistema. Todo lo que se tiene que resolver antes de emprender una obra hidroeléctrica.
-¿Qué problemas o situaciones críticas se vislumbran ahora que el modelo está en marcha?
-Las cuestiones a resolver son el marco para ver cómo se interactúa con nuestros vecinos. Por ejemplo, ver si habrá intercambio de energía con Brasil. El otro tema es la distribución energética en las provincias, cuánto demorarán en ir a un modelo como éste, ver qué pasa con sus tarifas. La Comisión Nacional de Energía Atómica todavía sigue en el viejo esquema, el Tesoro aporta para la construcción de Atucha II y otras actividades, no hay inversión de riesgo.
EL JUEGO ABIERTO.
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA, Cammesa, inició sus actividades el 1° de agosto de 1992 y funciona como una entidad sin fines de lucro, aunque su facturación llega a los US$ 2.000 millones anuales. Su directorio está integrado en partes iguales por representantes de las actividades que conforman el mercado: distribuidores, transportistas,
generadores, grandes usuarios y el Estado, representado por el secretario de Energía y otro miembro designado por el Poder Ejecutivo.
Cada sector tiene 20% del paquete, aunque el Estado se reserva el derecho a veto a través de la presidencia, ya que el delegado estatal tiene la representación de los pequeños usuarios.
El vicepresidente de Cammesa, Alfredo Mirkin (también subsecretario de Energía), señala que la empresa tiene sólo 120 agentes, “es nuestro activo principal, la inteligencia del personal que fue seleccionado por consultoras especializadas”, y que Cammesa funciona como “autorregulador” del
mercado. Por ejemplo, “si los generadores quieren ganar más de la cuenta, están los distribuidores y grandes usuarios para equilibrar, y si no, está el Estado”.
NUEVAS OBRAS.
Desde la vigencia del nuevo modelo se iniciaron las siguientes obras: Filo Morado de 45 MW, opera desde diciembre de 1993. Agua del Cajón, de 180 MW, dos usinas térmicas a gas de 90 MW cada una, comenzará a operar este año; ambas en Neuquén. Central Tucumán, de 500 MW, estará lista en 1996.
Están en trámite en la Secretaría de Energía con pedido de autorización: en Gemes, Salta, 500 MW proyectados por Powerco, en El Baracalo, en el Noroeste, una obra de 160 MW de Sideco; en el Comahue, un proyecto de 450 MW encarado por Termo Río.
BALANCE.
-Nadie creyó que las cifras de robo de energía llegaran tan alto. Al momento de las privatizaciones 600.000 usuarios no pagaban el servicio. Es decir que el fluido no facturado alcanzaría para iluminar a pleno una ciudad de 1.200.000 habitantes.
-Luego de la privatización, la demanda se incrementó en 10%, una tasa superior al crecimiento del PBI.
-Las dos grandes distribuidoras de Capital y Gran Buenos Aires reorganizaron sus respectivas empresas: cada una menguó en 40% el caudal de empleados, casi 4.000 trabajadores se acogieron al retiro voluntario.
-Según estimaciones de Edenor y Edesur, en 1994 las inversiones sumarán US$ 360 millones entre ambas compañías. En un año se dispondrá del mismo monto destinado por Segba en una década.