""-------....1-,11,..,-1----------------------------------, Informe No. 7993-AR Argentina Estudi() del Sector de Energfa Resumen y Texto Principal 26 de febrero de 1990 Operaciones dl~ Infiaestructura y Energfa Departamento Geo~raflco IV Oficina Regior al dt America Latina y el Caribe EXClUSIVAMENTE PARA USO OFICIAl Documento del Banco Mundial EI presente documento es de distribuci6n reservada y quienes 10 reciban s610 podnin utilizarlo en el desempeno de sus funciont:,s ofidales. Excepto en tales circunstancias, su contenido no podra revelarse sin autorizaci6n del Banco Mundial, EQUIVALENTES MONETARIOS Unidad monetaria: Australes (A) por US$ Tipo de cambio Tipo de cambio 1985 Cuarto trimestre 0,80 0,89 1986 Cuarto trimestre 1,15 1,37 1987 Cuarto trimestre 3,41 4,18 1988 Primer trimestre 4,37 5,84 Segundo trimestre 6,79 8,35 Tercer trimestre 11,2 13,5 Cuarto trimestre 12,7 15,4 1989 Primer trimestre 14,7 27,9 Segundo trimestre 135,9 229,1 Tercer trimestre 611 654 Cuarto trimestre (prelim.) 797 966 Factores de conversion de energia TEP/tone1ada Gravedad Litros/ metrica especifica tone1ada GPL 1,06 0,56 1. 785 Gaso1ina 1,03 0,72 1. 351 Queroseno 1,01 0,80 1.240 Queroseno de aviac~on 1,01 0,80 1.240 Combustible diesel/gas oil 1,00 0,85 1.176 Fuel oil (petro1eo residual) 0,94 0,96 1.041 1,0 TEP = 10,2 x 106 kcal = 40,5 x 106 Btu = 40.500 pies cubicos; 1,0 GWh = 86 TEP; 1,0 kWh = 860 kca1 (va10res ca10rificos netos; observese que los va10res ca10rificos netos son un 5% menos que los brutos para e1 petr61eo y 9% a 10% menos que los brutos para e1 gas). Hay 6,29 barri1es por metro cubico de petr61eo. Factores de conversi6n para gas 1,0 mpc (mil pies cubicos) 1,0 MBtu (mil16n de unidades termicas ing1esas) 38,5 mpc 1,0 tonelada de fuel oil 0,12 Mpcd 1,0 tone1adas de fuel oil por ano 35,3 mpc 1,0 m3 Factores de conversi6n particu1ares para balances de energia kcal/m3 TEP/m3 3 m ITEP m3 /1000 TEP Gas seco 8.300 0,83 1,205 1. 204,82 Gas nat. en yacimiento 9.000 0,90 1,111 1.111,11 Gas liquido 5.880.150 588,02 1,701 1. 700,64 Petr61eo crudo 8.850.000 885,00 1,130 1.129,94 Gasolinas 7.607.250 760,73 1,315 1.314,54 Prod. intermedios (diesel, gas oil) 8.517.000 851,70 1,174 1.174,12 Fuel oil 926.100 926,10 1,080 1.079,80 kWh/TEP 11,62 ABREVIATURAS Y SIGLAS ACINDAR Industria Argentina de Aceros, S.A. ALUAR Aluminio Argentino AyE Agua y Energia Electrica S.E. B barril Bd barriles diarios Bpc billon de pies cubicos CIM cos to incremental medio CNEA Comision Nacional de Energia At6mica CTMSG Comisi6n Tecnica Mixta del SaIto Grande DEP Directorio de Empresas Publicas DUC Despacho Unificado de Cargas EBY Entidad Binacional Yacyreta EFEE Empresa Federal de Energia Electrica FC Fondo de Combustibles Liquidos FCCC Fondo Choc6n Cerros Colorados FEDEI Fondo Especial para el Desarrollo Electrico del Interior FNE Fondo Nacional de Energia FNEE Fondo Nacional de Energia Electrica FNGOE Fondo Nacional de Grandes Obras Electricas GdE Gas del Estado GPL gas de petroleo licuado HIDRONOR Hidroelectrica Norpatag6nica IEERAL Instituto de Estudios Economicos sobre la Realidad Argentina y Latinoamericana MBtu millon de unidades termicas inglesas ME Ministerio de Economia m3 metro cubico Mnf millon de metros cubicos MOSP Ministerio de Obras y Servicios publicos mpc mil pies cubicos Mpcd millon de pies cubicos diarios (de gas) PEN Poder Ejecutivo Nacional PFE Pacto Federal Electrico RGP relacion gas-petroleo SE Secretaria de Energia SEGBA Servicios Electricos del Gran Buenos Aires SIN Sistema Interconectado Nacional TEP toneladas de equivalente en petr6leo YCF Yacimientos Carboniferos Fiscales YPF Yacimientos Petroliferos Fiscales El presente documento es de distribucion reservada y quienes 10 reciban solo podran utilizarlo en el desempefio de sus funciones oficiales. Excepto en tales circunstancias, su contenido no podra revelarse sin autorizacion del Banco Mundial. PREFACIO El presente informe se basa en los trabajos de las m1S10nes del Banco Mundial que visitaron Argentina en noviembre y diciembre de 1988 y en el mes de marzo de 1989, integradas por las siguientes personas: Dale F. Gray (Economista, Jefe de la Mision) Fernando Zuftiga·Rivero (Especialista en hidrocarburos) Hernan Garcia (Ingeniero de energia electrica) John Stoddart (Analista financiero) William Simmons (Consultor, Ge6logo petrolero) Guillermo Perry (Consultor, Economista y especialista en impuestos) Carlos Givogri (Consultor, Economista) Tom Joyce (Consultor, Especialista en gas) Tom Steigerwald (Consultor, Especialista en refinerias) Las conclusiones preliminares presentadas en un informe inicial 0 preliminar fueron discutidas con el Gobierno en marzo de 1989. ~a verS10n anterior a la actual fue impresa en agosto de 1989 y las discusiones tuvieron lugar en octubre y diciembre del mismo ano. Entre julio y diciembre de 1989 el Gobierno adopt6 medidas importantes para reducir los subsidios, elevar los precios y desreglamentar el sector del petr6leo y el gas natural. Muchas de esas medidas guardaban armonia con las recomendaciones del informe preliminar y de la version anterior a la presente. Las observaciones escritas sobre esa versi6n, que se recibieron de la Secretaria de Energia en diciembre de 1989, figuran en el Anexo 11. Las descripciones de las reformas aparecen en el presente informe final (particularmente en los Capitulos III y V), asi como las recomendaciones actualizadas a fin de reflejar los cambios hasta diciembre de 1989. Margarita G. More presto su asistencia en funciones de secretaria. ARGENTINA ESTODIO DEL SECTOR DE ENERGIA INDICE Pagina RESUMEN A. Panorama general .................................. . i B. Subsidios, precios y tributacion en el sector de energia ...................................... . v C. Suministro de petroleo y gas natural .............. . xiii D. Gas natural ....................................... . xviii E. Operaciones de refineria .......................... . xxii F. Sector de energia electrica ....................... . xxiv G. Marco institucional y reglamentario ................ . xxvi H. Inversiones, planificacion, conservacion de la energia y medio ambiente ........................ . xxviii I. VISION GENERAL Y ANTECEDENTES DEL SECTOR DE ENERGIA A. Oferta y demanda de energia ....................... . 1 B. Relacion del sector energetico con macroeconomia .. . 5 C. Estructura institucional en el sector energetico .. . 6 D. Finanzas del sector de energia .................... . 8 E. Participacion anterior del Banco Mundial .......... . 10 II. EL SECTOR DE ENERGIA Y LA ECONOMIA A. El sector de energia y las finanzas publicas ...... . 12 B. Evoluci6n de las inversiones en el sector de energia ...................................... . 19 C. Efectos de las politicas y reglamentaciones gubernamentales sobre las empresas del sector de energia ............................... . 20 III. FIJACION DE PRECIOS Y DE IMPUESTOS A LA ENERGIA A. Introduccion ...................................... . 25 B. Descripcion de la fijacion de precios y de impuestos al petr6leo crudo y a los productos del petr6leo .......................... . 26 C. Descripci6n de la fijaci6n de precios e 1mpuestos para el gas natural y el GPL .................... . 35 D. Comparacion de los precios del GPL del gas natural con los costos economicos de oportunidad ........ . 41 E. Descripcion de la fijacion de precios e impuestos a la electricidad ..................... . 43 F. Distorsiones financieras en el subsector de hidrocarburos ................................ . 46 G. Efectos financieros del sistema actual de precios, impuestos y regalias sobre las finanzas de las empresas estatales de energia ................... . 47 INDICE (cont.) Pagina H. Resumen de los desincentivos y las distorsiones economicas causadas por e1 sistema actual de fijacion de precios y de impuestos .............. . 50 1. Medidas adoptadas y cambios propuestos entre julio y diciembre de 1989 a fin de reformar e1 sistema de subsidios, rega1ias e impuestos .............. . 52 IV. REFORMA DEL SISTEMA DE FIJACION DE PRECIOS E IMPUESTOS A LA ENERGIA A. Resumen de las recomendaciones sobre impuestos ..... 57 B. Reforma de 1a fijacion de precios del petro1eo crudo y los productos del petro1eo .............. . 60 C. Reforma del sistema de fijacion de precios del gas natural ................................. . 61 D. Fijacion de precios para la e1ectricidad .......... . 64 E. Fijacion integrada de precios y de impuestos ...... . 65 F. Efectos fiscales del nuevo sistema ................ . 69 V. SUMINISTRO DE GAS NATURAL Y DE PEIROLEO A. Reservas y produccion ............................. . 71 B. Participacion del sector privado en la exp10racion y 1a produccion (1958 a mediados de 1989) ........ . 73 C. Costos de exp10racion y produccion de YPF ......... . 75 D. Proyecciones de 1a produccion de petro1eo crudo ... . 76 E. Aumento de 1a participacion del sector privado .... . 82 F. Aumento de la eficiencia de las operaciones de YPF y GdE .................................... . 95 VI. REFINACION A. Capacidad y operaciones de refinaci6n ............. . 98 B. Mejoramiento de 1a eficiencia ..................... . 103 VII . UTILIZACION DEL GAS NATURAL A. Introduccion .......................... ~ ........... . 108 B. Proyecciones de 1a demanda y e1 suministro ........ . 108 C. Costos financieros y economicos del suministro de gas natural a los consumidores ............... . 111 D. Valor residual neto del gas natural ................ . 117 E. Optimizacion del emp1eo del gas natural ........... . 118 F. Adecuacion del gas natural para generar e1ectricidad .................................... . 119 .... -:1. Importaciones de gas natural ...................... . 120 H. Exportaciones de gas natural ...................... . 121 1. Suministro y comercia1izacion del GPL ............. . 122 J. Resumen de las conc1usiones principa1es sobre 1a uti1izacion del gas natural .................. . 124 INDICE (cont.) Pagina VIII. EL SECTOR DE LA ELECTRICIDAD A. Antecedentes ...................................... . 126 B. El mercado de la electricidad ..................... . 127 C. Plan de desarrollo sectorial ...................... . 130 D. Opciones para el desarrollo de la capacidad de generacion ................................... . 135 E. Cuestiones relativas a las operaciones ............ . 141 F. Las finanzas del sector de electricidad ........... . 144 IX. LA DEHANDA DE ENERGIA A. Introducc ion ...................................... . 148 B. La demanda anterior ............................... . 148 C. Precio de la energia y elasticidad de la demanda en funcion del ingreso .......................... . 150 X. LAS FINANZAS INTEGRADAS EN EL SECTOR DE ENERGIA ........ . 155 ARGENTINA ESTUDIO DEL SECTOR DE ENERGIA RESUMEN A. PANORAMA GENERAL 1. Los recursos energeticos de Argentina son abundantes y variados, e incluyen petroleo, gas natural y energia hidroelectrica, asi como cantidades pequeftas de carbon y uranio. Desde 1984, mas de tres cuartas partes de la energia producida provenia de los hidrocarburos; el resto proced.ia de fuentes hidroelectricas y nucleares, de la biomasa, el carbon y otras fuentes. Estos recursos han sido explotados principalmente por el Estado. La inadecuada fijacion de precios e impuestos, en combinacion con distorsionadas politicas regulatorias y de inversiones, han acrecentado las ineficiencias de las instituciones energeticas estatales y han tenido por resultado una pesada carga financiera sobre el sector publico y un elevado crecimiento de la demanda de energia. 2. La demanda inusitadamente elevada de energia refleja el despilfarrador consumo alentado por los bajos precios al consumidor, tanto de la electricidad como del gas natural y (hasta hace pocos aftos) por los muy bajos precios de los productos del petroleo. Despues de los grandes aumentos mundiales de los precios del petroleo a principios y finales del decenio de 1970, la gran mayoria de los paises aumentaron los precios de la energia, 10 que a:,.ento su conservacion. Argentina no adopto estas medidas y, por tanto, a diferencia de muchos otros paises, sigue teniendo una elasticidad en el conswno de energia, en relacion con el PBI, mayor que la unidad. 3. Los dos cambios estructurales mas notables en la demanda han side el ccmstante aumento del gas natural en el consumo final de energia, el cual creci6 del 3% en 1960 al 32% en 1985, y la dupUcacion del consumo de elect:ricidad. El 16% de la demanda final de energia en 1985 fue de elect:r.icidad, el 32% de gas natural, el 45% de productos del petroleo y el 7% de otros combustibles. Estas proporciones han permanecido basicamente iguales de 1985 a 1988. 4. Los precios de la energia son fijados por el Gobierno, pero sin la disci'plina de vincularlos a los precios internacionales (en el caso de los hidroc:arburos) ni a los costos marginales (para la electricidad), y el Gobierno recibe constantes presiones de grupos con intereses especiales (compaftias privadas, sindicatos, las provincias, las empresas publicas, etc.) para obtener precios favorables y asi resolver sus problemas financieros. Desafortunadamente, el Gobierno trata de complacer a cada uno de estos grupos en forma separada, 10 cual ha conducido a la formulacion de politicas complej as y distorsionadas en la fij acion de precios, en las reglamentaciones y en la fijacion de impuestos. Dado que el Gobierno fija y modifica con frecuencia los precios de la energia, estos grupos de interes tienen muy pocos incentivos para reducir los costos 0 para ahorrar energia, y en cambio tienen grandes incentivos para negociar precios favorables y buscar un tratamiento especial. - ii 5. Los precios de la energia que perciben los productores no han reflej ado los costos economicos reales, ni han side 10 suficientemente elevados para cubrir los costos financieros. Las empresas publicas productoras de energia no han podido recuperar sus inversiones de capital, pagar sus costos de operaciones, ni obtener un rendimiento razonable sobre el capital invertido. Aunque los precios al productor son bajos, el elevado nivel de impuestos sobre la energia (particularmente para productos del petroleo) tiende a colocar los precios al consumidor final de dichos productos por encima de su costa economico, mientras que la mayoria de los precios al consumidor del gas natural y de la electricidad permanecen por debajo del costa economico. Los impuestos a la energia se han caracterizado por sus elevados niveles, por la existencia de un sistema complej 0 de impuestos especificos, destinados inflexiblemente a fines determinados, y por el cobro de impuestos mUltiples en diversas etapas. El efecto de este sistema de precios y de impuestos ha side el de crear grandes distorsiones, tanto para los productores como para los consumidores, producir problemas financieros para las empresas publicas dt. energia y desperdicio en la utilizacion de la energia. 6. Las politicas regulatorias y la estructura institucional del sector han tenido como resultado la superposicion de responsabilidades de los numerosos organismos gubernamentales que estan involucrados en el funcionamiento de las empresas de energia del Estado. Esto ha impedido la elaboracion de normas de operaciones claras y congruentes y desalentado a las entidades publicas y privadas de proseguir las actividades de mayor rentabilidad. Mas importante aun, no hay una clara distincion entre la funcion del Estado como responsable de las politicas y reglamentaciones y su condicion de propietario de las empresas publicas de energia. La falta de claras disposiciones institucionales ha impedido, y continuara impidiendo, una mejora sustancial en la eficiencia de las empresas estatales y en la movilizacion de grandes recursos financieros del sector privado para inversiones en el sector de la energia. 7. Aunque la autosuficiencia en energia ha side un objetivo principal a largo plazo del Gobierno, dicho objetivo no se ha alcanzado. Mientras que la produccion de electricidad y de gas natural ha aumentado, la produccion de petroleo ha descendido constantemente desde 1981. Las tasas de produccion de petroleo crudo en los ultimos afios han superado los aumentos de la base de recursos, y el consiguiente agotamiento de este recurso tan esencial ha llegado a un nivel critico, del cual sera muy dificil que el pais se recupere. Existe un potencial considerable para aum~ntar la produccion de petroleo crudo y para encontrar nuevos volUmenes de gas natural de baj 0 costo; sin embargo, la realizacion de este potencial se ve frustrada por los baj os precios del gas natural, la carencia de recursos financieros, las distorsiones del marco regulatorio que desalienta la inversion del sector privado, y las ineficiencias de las empresas estatales. 8. Las inversiones en el suministro de energia electrica para abastecer la demanda de electricidad que crece rapidamente se han basado en gran medida en el aprovechamiento de la energia hidroelectrica. Esta estrategia ha sido muy costosa en terminos financieros debido al alto costa del capital y a las demoras en la construccion de los grandes proyectos de - iii energia hidroe1ectrica y nuclear. La proporci6n re1ativamente alta de energia hidroe1ectrica ha ocasionado que e1 pais quede vulnerable a 1a escasez de e1ectricidad durante las peri6dicas sequias, como ocurri6 el ano pasado. Por otro 1 ado , los esfuerzos para controlar e1 deficit en el sector publico se han sumado a las distorsiones producidas en las inversiones al reducir las inversiones menores y mas flexibles en la produccion de petro1eo y gas natural, y las inversiones en rehabilitacion, mientras se siguen suministrando fondos a los l~randes proyectos hidroelectricos en ejecucion. Desaf()rtunadamente, el resultado de la estrategia en inversiones energeticas en el decenio pasado ha sido aumentar la proporci6n de inversiones en grandes e inflexibles planes de generacion hidroelectrica, los cuales han tenido baja produ(~.tividad en terminos macroeconomicos, y disminuir 1a proporci6n de inversiones en la exploracion y la produccion de gas natural y petroleo, que podrian haber suministrado exportaciones valiosas durante el periodo de precic)s mundiales e1evados para el petroleo. La estrategia de inversiones pasadl:l ha tenido como resu1tado para el sector un elevado nivel de deuda exte~la (US$13.500 millones a finales de 1988) que representa el 23% de 1a deuda externa total de Argentina. 9. Entre julio y diciembre de 1989 e1 Gobierno adopto una serie de audaces medidas a fin de desreglamentar 0 "desregu1ar" el sector de hidrocarburos (Decretos 1055, 1212 Y 1589) mediante la reducci6n de algunos subsidios y 1a reforma parcial de los impuestos a la energia. asi como del sistema de fondos de afectacion especifica. 10. Se han promulgado 0 se proyecta promu1gar las siguientes medidas: a) La reduccion de los pagos de rega1ias excesivamente e1evadas sobre e1 petro1eo crudo y el gas natural a un 12% del valor internacional, mediante 1a Ley 23.696; b) Medidas importantes a fin de acrecentar los incentivos para las inversiclnes del sector privado en la produccion de petroleo crudo y de gas natural, mediante los Decretos 1055 y 1212: i) ofreciendo en 1icitacion zonas "margina1es" (es decir, pequenos yacimientos y zonas inactivas anteriormente en poder de YPF), ii) estab1eciendo una estructura e iacentivos para que las empresas privadas participen en operaciones conjuntas en zonas centrales de produccion de YPF, y iii) estableciendo una estructura e incentivos a fin de convertir los contratos de servicios en concesiones 0 contratos de asociacion, con 10 cua1 se crearan abastecedores multiples de petroleo crudo; - iv c) La adopci6n de un plan definido a fin de desreglamentar los precios del petr6leo crudo, de los productos del petr6leo y del gas natural, y permitir la libre disponibilidad del petr6leo y los productos del petr6leo para el l' de enero de 1991, si no antes de esta fecha; d) La eliminaci6n de los precios preferenciales de los combustibles para la generaci6n de electricidad; e) La virtual eliminaci6n de los efectos distorsionantes del impuesto a las refinerias mediante su reducci6n de un 10% a s6lo 0,2%; f) Segu.n el proyecto de ley sobre reforma tributaria, el impuesto al valor agregado (IVA) se hara extensive a todos los combustibles; g) Simplificaci6n del sistema de fondos de afectaci6n especifica; h) El prop6sito de que los precios del gas natural se eleven al 90% de los del fuel oil para la industria y para electricidad, y el establecimiento de principios de fij aci6n de precios basados en el valor residual neto para los productores del gas natural (Decreto 1212); i) La propuesta de reducci6n 0 la reducci6n efectiva de algunos subsidios al sector privado. (Veanse mayores detalles en la secci6n "I" del Capitulo III, en el Capitulo V y en el Anexo 11.) 11. Todas estas medidas constituyen un considerable avance hacia la reducci6n de los subsidios y 1a desreg1amentaci6n. Diversos grupos de intereses con tinu.an, sin embargo, tratando de frustrar los intentos de reforma y aun quedan por resolver grandes problemas. En primer lugar, el deterioro del medio ambiente macroecon6mico a finales de 1989 ha creado graves dificultades financieras para las empresas publicas y privadas, 10 mismo que dificultades para mantener precios reales de la energia 0 para aumentarlos. En segundo termino, los decretos de desregulaci6n requieren algunas aclaraciones y es necesario darles plena aplicaci6n, de modo que el Gobierno pueda recibir un valor justo por los derechos y activos que venda. Tambien es necesario hacer que la desreglamentaci6n sea permanente, mediante modificaciones de la Ley de Hidrocarburos, si ella es necesario. En tercer lugar, se proyecta poner en practica diversas reformas institucionales y regulatorias en 1990. Si bien ellas podrian apoyar el movimiento hacia la plena desregl~e.ltacion, cualquier paso atras 0 error en las reformas podria tener consecuencias perjudiciales para todo el proceso reformista. 12. Las distorsiones en la fijacion de precios, la errada asignacion de las inversiones y las distorsiones en la politica regulatoria continuaran impon1endo costos onerosos sobre la economia, a menos que se emprendan reformas sostenidas. Se est1ma que el Gobierno y la economia podrian obtener - v alrededor de US$lO.OOO millones en ingresos potenciales en los prox1mos siete anos, si se adoptan medidas para: i) reestructurar las politicas de fijacion de precios e impuestos para la energia; ii) reorientar las prioridades de inversion, y iii) mejorar la estructura institucional y el ambiente regulatorio. La necesidad de eliminar pemanentemente los subs idios , de aumentar los precios de la energia al productor, y de desreglamentar los precios de los hidrocarburos de modo que se fijen al nivel de los precios internacionales, es de importancia primordial. Para hacer esto en forma apropiada se necesita la reforma integral del sistema de impuestos a la energta para simplificar la estructura y ajustar las tasas impositivas. Estas reformas son cruciales si el consumo dispendioso de energia ha de reduc::.rse. Tales medidas tambilm mejorarian la posicion financiera de las empresas estatales de energia, de manera que puedan terminarse importantes proyec.tos actualmente en ejecucion (tales como la represa hidroelectrica de Yacyrl~ta), se logre reducir la dependencia del apoyo financiero del Gobierno y pue(~n realizarse inversiones rentables en exploracion y explotacion de gas natural y petroleo. Junto con los cambios impositivos y de precios. se preci::;an tambien ciertos cambios regulatorios e institucionales para eliminar funciones superpuestas y. tambien dentro de cada subsector. para: 'i) mejorar la eficiencia operacional de las empresas; ii) aumentar el nivel de inversion del sector privado; iii) promover la conservacion de la energia. y iv) estim~lar la competencia. Se necesita un sistema sustancialmente diferente y mas eficiente en los aspectos regulatorios e institucionales para establecer una clara separacion entre las funciones del Gobierno como entidad regul,adora y determinante de las politicas y como propietario de empresas publi,:::as. Ademas. las empresas estatales del sector de energia deben coloc.arse sobre una misma base con el sector privado. en un ambiente de competencia. Para disminuir la presion sobre los limitados recursos publicos y para mejorar la eficiencia se necesita reformar el sistema regulatorio y de fijacion de precios. Esto implica una reduccion de la funcion del Estado y una expansion concomitante de la participacion del sector privado. Entre las estracegias para expandir la participacion del sector privado. el Gobierno podria considerar, por ejemplo. la cesion parcial 0 total de intereses en determinadas actividades relacionadas con la energia. Finalmente, es necesario incrementar la competitividad entre las entidades participantes en el sector de energia. a fin de obtener la optima eficiencia del sector. A continuacion se describen los· temas y las recomendaciones necesarias para reformar los sistemas de subsidios, de fijacion de precios y de impuestos, para aumentar el suministro de gas natural y de petroleo, para mejorar la utilizacion del gas natural, para mejorar el funcionamiento de las refinerias, y para mejorar el funcionamiento y la estrategia de inversiones en el sector electrico. . B. SUBSIDIOS. PRECIOS Y TRIBUTACION EN EL SECTOR DE ENERGIA 13. Muchas de las ineficiencias y problemas en el sector energetico, tanto para los productores como para los usuarios, se derivan de sistemas demasiado complejos de subsidios, de fijacion de precios y de impuestos. La mayoria de los precios al productor que reciben las empresas estatales por el petr6leo crudo, el gas natural y la electricidad estan por debajo del costo econ6mico y financiero, 10 cual empeora los problemas financieros, tanto de - vi estas empresas como del sector publico. Existen tambien grandes subsidios a entidades del sector privado y a las provincias. Mas aun, los fuertes impuestos a los combustibles son demasiado complicados, mal aplicados y crean distorsiones economicas y financieras para productores y usuarios. La aceleracion de la inflacion en 1989 ha reducido desafortunadamente los niveles de los precios reales de la energia, y particularmente de los combustibles para uso residencial. Sin embargo, la actual situacion de crisis proporciona una excelente oportunidad para efectuar las reformas que se precisan urgentemente en el sistema de fijacion de precios, de impuestos y de subsidios. Subsidios 14. Muchas entidades del sector privado que venden equipos e insumos a las empresas estatales perciben precios favorables por encima de los costos economicos y financieros. Las que obtienen insumos de las empresas estatales (t~les como las companias petroquimicas privadas y los refinadores privados) usualmente pagan precios inferiores al costo economico y financiero. Las distorsiones financieras son particularmente considerables en el subsector de hidrocarburos, donde se estima que en 1988 los subsidios costaban a las empresas estatales por 10 menos US$1.600 millones anuales. Esta cifra incluye aproximadamente US$l.OOO millones en subsidios a entidades del sector privado y US$327 millones a las provincias en pagos excesivos de regalias. Este desangre financiero ha contribuido a los graves problemas financieros de YFF y de GdE y, como resultado, del pais. Por fortuna, las medidas adoptadas entre julio y diciembre de 1989 han reducido los excesivos pagos de regalias y disminuido temporalmente el costo de las politicas de "Compre argentino". Si se elimina permanentemente la legislacion que ampara el "Compre argentino", y si se ponen en practica los planes de desreglamentacion de hidrocarburos y las propuestas tributarias, estes subsidios se reducirian sustancialmente. 15. Los precios al por menor pagados por el consumidor final de productos del petroleo, durante el cuarto trimestre de 1988 fueron en general mucho mayores que el costo econ6mico real (entre un 5% y el 222%, siendo el mas alto el de la gasolina) a causa de los grandes impuestos a los productos del petr61eo. El gas natural y la electricidad tambien estan gravados, pero los consumidores finales pagan precios muy por debajo del costo econ6mico (particularmente los usuarios residenciales de gas natural, electricidad y otros productos del gas natural). Tal como se indica en el Cuadro I, en el cuarto trimestre de 1988 todos los precios del gas natural (antes de impuestos) eran muy bajos, entre el 41% al 67% del costo economico, mientras que los precios de la electricidad residencial eran solamente del 51% al 63% del costo econ6mico. Sin embargo, ~o~ precios residenciales del gas natural (incluidos los impuestos) descendieron del 71% de su costo economico en 1988 a 5610 el 15% en 1989. Los precios de SEGBA para la electricidad en residencias (incluidos los impuestos) descendieron tambien, del 72% de su costo econ6mico en 1988 al 44% en 1989. Estas distorsiones en los precios al consumidor alientan el despilfarro de la electricidad y del gas natural, desfiguran las tendencias de demanda de los productos del petr61eo y conducen Cuadro 1: COHPARACION DE LOS PRECIOS REALES CON EL COSTO ECONOMICO, 1988 Y 1989 CAMBIO PRECIOS R E L A C I (LN E S P 0 R C E N T U ALE S PORCENTUAL Entre Entre Entre Entre precto pre cio precio precio Aumento comercial com ercial comercial comercial (disminuci6n) sin c on con con nuevos para pasar del Precio Precio Precio impuestos imp uesto impuestos impuestos precio comercial Precio comercial econ6mico econ6mico y precio y pr ecio y precl0 y precio (con impuestos) comercial con 11 con econ6mico econ 6mico econ6mico econ6mico al precio III in iwpuestg~ s~n nuevos sin l ola nu'i.V,j.5 sin econ6mico (con COMBUSTIBLE impuestos (0 subsidios) impuestos impuestos impuestos imp uestos impuestos impuestos nuevos impuestos) !2!!! .ill.2 ll!!§. .ill.2. 12M .ill.2 !2!!! 1989 l!!!.!!. .ill.2 ll!!§. ~ PRODUCTOS DEL PETROLEO (US$ por m3 ) Cas olina Com6n 169 139 434 344 146,6 375,4 115 95 296 235 116 92 256 -131 9 Especial 175 146 518 415 161,1 473,6 109 91 322 257 109 88 294 -8% 14 Que roseno 161 128 235 127 168,3 218,7 96 76 140 76 107 58 130 -5% 71 Cas oil 159 131 327 215 168,6 379,3 94 78 194 127 87 57 225 16% 76 Die sel 134 100 194 156 168,9 220 79 59 115 92 88 71 130 13% 41 Fuel oil Industrial, otros 162 81 114 157 109 141,3 149 75 105 144 80 112 130 24 -10 Enersia electrica 102 80 77 80 109 125 94 74 71 73 62 64 115 61 55 CPL (A/45 por kS) 11 12 14,4 9,7 14,3 18,6 84 100 67 77 52 130 29 91 I CAS NATURAL <: 1-" (US$ por mpc) 1-" Residencial, comercial 1,89 0,40 2,87 0,60 4,05 1.1 5,26 46 10 71 15 54 12 130 83 776 Industrial 1,87 1,82 2,84 2,79 2,781.J. 3,61 67 65 100 100 79 77 130 27 29 Energia electrica 1,74 1,27 2,64 1,55 2,78 3,19 62 46 94 55 82 48 115 21 107 Refinaci6n 1,58 2,40 2,78 3,61 56 86 66 130 50 ENERCIA ELECTRICA (cent. de US$ por kWh) SECBA Residenclal 4,5 2,9 6,3 3,8 8,7 11,3 51 33 72 44 56 33 130 79 197 Comercial 10,8 16,8 6,0 6,8 8,84 158 247 190 130 -52 Industrial 4,3 4,6 6,7 5,6 7,28 76 82 119 107 92 82 130 9 21 Pro medio de 10 empresas mas g randes de electricidad Residencial 5,5 7,6 8,7 11,3 63 87 67 130 50 Comercial 12,4 18,6 6,8 8,84 182 269 207 -48 Industrial 4,9 7,2 5,6 7,28 87 126 97 130 3 11 Precios econ6micos, sin impuestos, basados en los precios internacionales de los productos del petr61eo en diciembre de 1988, mAs costos de distribuci6n. 11 Isual a US$183 por tonelada, c.i.f. en frontera, mAs US$135 por tonelada de costos de transporte y distribuci6n; si se trata de f.o.b., el precio en frontera para exportaci6n seria de US$164 por tonelada. 1.1 Escala de precios econ6micos desde US$4,05, que es e1 90% del fuel oil equivalente (US$2,78) mAs el costo financiero de distribuci6n (US$I,27) hasta el queroseno equivalente (US$4,62) minimo). 1.J. El precio econ6mico se define como el 90% del fuel oil equivalente: 2,78 = 0,90 x 3,09. Tipos de cambio: 12,00 en agosto de 1988, 15,6 en diciembre de 1988. Nota: Los precios comerctales e impuestos para 1988 eran precios en vigor en diciembre de 1 988, to rnados de los Cuadros 3. 2 y 3.3. Datos de preclos en 1989 segun las resoluciones de la Secreta ria de Energia de fecha 10 de Julio de 1989; preclos en vIgor de julio a diciembre de 1989. - viii a costosos desequi1ibrios en las refinerias. Desafortunadamente, 1a ace1eracion de 1a inf1acion y las profundas deva1uaciones de 1989 han deteriorado los nive1es de precios rea1es de 1a energia y reducido las re1aciones entre los precios internos y los internaciona1es. Los grandes aumentos de precios de julio de 1989 han acercado muchos de los precios de 1a energia a los nive1es del cuarto trimestre de 1988. Estos cambios tuvieron como consecuencia aumentos de precios para muchas industrias. a1 paso que se redujeron los precios rea1es para e1 sector residencial. Con todo, 1a inf1acion continua e1evada, y una erosion permanente de los precios rea1es tendra graves consecuencias economicas y financieras para e1 sector. 16. Los costos directos e indirectos que las distorsiones de precios imponen a 1a economia han sido tan grandes que se estiman en mas de US$3.000 mi110nes en los u1timos diez anos. Esto equiva1e a un ingreso neto adiciona1 que podria haberse obtenido mediante 1a reduccion del desperdicio de recursos de energia, mas e1 aumento de los incentivos a 1a produccion y una uti1izacion mas eficiente de 1a energia. Impuestos 17. Argentina ap1ica impuestos excesivamente altos en e1 sector de energia. Dichos impuestos han aumentado en e1 decenio de 1980 hasta representar un 20% de los ingresos tributarios del Gobierno naciona1. Esto no es 10 usual para un pais que no es exportador importante de energia. E1 aumento de los impuestos a 1a energia es resu1tado en parte del deterioro en 1a recaudacion de gravamenes de base mas amp1ia (tales como e1 IVA y los impuestos sobre 1a renta) en un momento en que 1a necesidad de reducir e1 deficit conso1idado del sector publico es urgente. Ademas, 1a estructura del regimen impositivo ado1ece de muchos problemas serios. Muchos impuestos en diversos nive1es distorsionan los incentivos en todo e1 proceso de produccion de 1a energia. Existe un sistema complejo e inflexible de impuestos con afectacion especifica, pues se tiene poca 0 ninguna confianza en el sistema de impuestos sobre la renta de las sociedades. Los impuestos con afectacion especifica, que van primordialmente del sector de hidrocarburos a1 de energia electrica, causan distorsiones particu1armente en 1a se1eccion prioritaria de inversiones. y reducen e1 incentivo para que las empresas estata1es sean financieramente autosuficientes. 18. Este nive1 de tributacion (que en muchos casos no se tras1ada integramente al consumidor) ha producido un efecto financiero negativo en las empresas pub1icas del sector energetico. Las empresas pub1icas del sector (YPF, GdE Y las empresas naciona1es de e1ectricidad) tuvieron ingresos totales de operaciones de US$3.600 millones en 1987 y de US$4.800 mi110nes en 1988. Sin embargo, luego de res tar innumerables impuestos a las ventas, sobre los combustibles, impuestos provinciales, impuestos federales y regalias, dichas empresas tuvieron una perdida neta consolidada de alrededor de US$2.000 millones cada ano. La corriente de fondos de 1987 y 1988 tuvo una cifra negativa de US$900 millones. Esto ha afectado a la capacidad de esas empresas para realizar inversiones esenciales y ha forzado al Gobierno central a aumentar las transferencias del Tesoro al sector de energia. Por ej emplo, en 1987 el Gobierno recibio US$3. 260 millones en impuestos y regalias, pero tambien suministro compensacion al sector por US$2.630 - ix millones, 10 cual arrojo una transferencia neta para el Gobierno de US$630 millones. Sin embargo, en 1988, luego de imponer grandes impuestos a la gasolina, la transferencia neta fue positiva, de US$2.150 millones para el Gobierno. Recomendaciones sobre subsidios. precios y tributacion a) Eliminar todos los subsidios que favorecen a las entidades del sector privado · tan pronto como sea pos ib le , por medio de un programa gradual de aumentos de precios de los insumos y eliminaci6n permanente de las restricciones del "Compre argentino". h) Aumentar los precios del petr6leo crudo, del gas natural y de los productos refinados, tan pronto como sea posible, para cubrir los costos econ6micos. De inmediato vincular los precios al valor internacional de esos productos e implantar la desreglamentaci6n de los precios del petr6leo y el gas (de conformidad con 10 que se describe en los Decretos 1212 y 1055). Esto supone aumentos reales en los precios del gas natural (antes del impuesto) de alrededor del SOX y aumentos en los precios del GPL (antes del impuesto) de alrededor de 20X para alcanzar niveles econ6micos. El aumento real en los precios de la electricidad (antes del impuesto) necesario para cubrir el costo marginal es de alrededor del 20X. (Todos estes son aumentos aproximados de precios, por encima de la inflaci6n, sobre los precios existentes en el cuarto trimestre de 1988.) Las tarifas minimas para los consumidores pobres de gas natural y electricidad deberan conservarse. c) Reestructurar el sistema de impuestos a la energia mediante: i) la fusi6n de todos los impuestos existentes (con excepcion del IVA) en un impuesto ad valorem aplicado al precio comercial; ii) la reducci6n de las tasas impositivas para crear una estructura mas eficiente y equitativa, y iii) la aplicaci6n uniforme del IVA a todos los combustibles, tal como se propone en el proyecto de ley sobre impuestos. Ejemplos de tasas totales de impuestos ad va16rem (como porcentaje del precio comercial, y que tambien aparecen como "nuevos impuestos" en el Cuadro 1), se indican a continuaci6n: Actuales Propuestos Gasolina -Especial 195 195 -Comun 155 155 Gas oil 105 125 Diesel 45 30 Queroseno 46 30 Fuel oil 48 30 GPL 20 30 Gas natural 44 30 Electricidad 38 30 - x d) Los impuestos propuestos tendrian 1a siguiente composicion: i) Todos los precios de 1a energia estarian sujetos a1 IVA (se propone reducir 1a tasa actual del 15% a un 13%). De esta manera todas las empresas del sector de energia podran deducir 1a tota1idad del IVA que paguen sobre sus compras. ii) Toda 1a energia (excepto las compras de las empresas de e1ectricidad) estaria sujeta a un impuesto basico ad valorem de a1rededor del 15%, con destino a un fondo de energia 0 a un fondo general, cuyos recursos se uti1izarian para financiar inversiones en e1 sector con arreg10 a prioridades estab1ecidas por 1a Secretaria de Energia. iii) Los combustibles uti1izados en e1 sector de transportes (gaso1ina, gas oil y gas natural comprimido) tendrian un impuesto ad valorem adiciona1 compuesto de dos partes, asf: a) un impuesto del 35% destinado a1 Fondo Vial, y b) otro impuesto, con destino a fondos generales, hasta a1canzar los nive1es antes mencionados (gaso1ina especial 130%, gasolina comun 85% a 95%, gas oil 60%). En cuanto 10 permitan los objetivos de la politica fiscal y los aumentos en otros impuestos previstos en las reformas fiscales, seria apropiado reducir este ultimo componente de impuestos. e) Los precios comerciales sobre los cuales se basaran los impuestos serian: los precios internaciona1es en refineria para los productos del petroleo; e1 90% del precio equivalente internacional del fuel oil para el gas natural, y por 10 menos el costa marginal a largo p1azo (CMLP) para la electricidad. El impuesto ad valorem se ap1icaria a la electricidad a fin de cubrir sus mayores costos financieros (aproximadamente un 15% mayores que el CMLP) , para contribuir a las inversiones y limitar las distorsiones entre combustibles. Los precios de la electricidad al consumidor final, incluido el impuesto ad valorem (pero sin incluir e1 IVA) deberan cubrir los costos financieros de todo el sector de energia electrica. Por otro lado, los impuestos sobre la renta y el impuesto a las uti1idades extraordinarias deberan aplicarse a YPF, que recibira mayores ingresos. f) Los precios de la electricidad al por mayor 'para ventas al sistema interconectado deberan fijarse, como minimo, en e1 costa marginal a largo plazo. g) YPF y GdE deberan ser sometidos a1 impuesto normal sobre la renta de las sociedades, al igual que los productores y distribuidores privados de petroleo y gas natural. Tal como se propone en el proyecto de ley tributaria, YPF debera estar sujeta al impuesto sobre la renta de las sociedades. Ademas de este impuesto, - xi posiblemente un impuesto adicional sobre los ingresos (0 un impuesto a las utilidades extraordinarias) debera aplicarse a YPF. El producto de estos impuestos podria colocarse en un fondo de estabilizaci6n de inversiones y asignarse al Gobierno, a YPF, a GdE o a otros organismos publicos para fines de inversi6n. Este fondo podria acumular recursos financieros en periodos de precios internacionales "altos" y utilizarse en periodos de precios "bajos". De esta manera el total de las inversiones publicas financiadas mediante los excedentes petroleros serian mas estables que si la totalidad de ellos se gas tara inmediatamente, y contribuirian a una administraci6n macroecon6mica acertada y a crecientes inversiones. 19. Los efectos fiscales potenciales netos (que se indican en el Cuadr() 2) de las recomendaciones combinadas sobre impuestos, precios y subsidios, serian del orden de US$1.6S0 millones anuales, de los cuales se estim.a que US$l. 217 millones corresponderian a menores subsidios del Gobierno y US$4ll a impuestos pagados por YPF dentro del nuevo regimen tritutario (sobre la base del tipo de cambio del cuarto trimestre de 1988), que se dedic,arian a inversiones necesarias y para ayudar a reducir el deficit fiscal. (La cantidad seria proporcionalmente menor si la reducci6n de los subsidios y los aumentos de precios se introdujeran mas lentamente.) Mientras que algunas tasas de impuestos a los combustibles descenderian, los precios a los productores se elevarian y se recaudarian mayores ingresos por concepto de impuestos sobre la renta (y posiblemente sobre las utilidades extraordinarias) . Los ingresos fiscales que pasarian a los fondos para energ(a y carre teras se mantendrian en sus niveles actuales. Los efectos para los consumidores se reducirian al minimo debido a los menores impuestos nuevos y a las tarifas minimas para consumidores pobres. Los aumentos en los precios de la energia tendrian un efecto reducido en las familias pobres debido a los gastos mensuales relativamente bajos en energia que afectarian a los grupos de bajos ingresos. 20. Ademas de las numerosas mejoras en la eficiencia y en los incentivos, que podrian conducir a grandes ahorros, los aumentos de precios restringirian la demanda de energia. El efecto inmediato a corto plazo de aumentar los precios (por encima de 1a inf1aci6n existente en el cuarto trimestre de 1988) se estima que seria 19ual a un ahorro de petr6leo crudo equivalente a a1rededor de US$70 mi1lones por ano, e1 cual se elevaria a mas de US$200 millones anua1es para mediados del decenio de 1990. S1, por ej emplo, en lugar de ella todos los precios de la energia se reduj eran permanentemente a un 30% por debajo de los niveles del cuarto trimestre de 1988 en terminos reales, se estima que el aumento consiguiente de la demanda significaria una perdida de US$180 millones por ano a corto plazo lyse elevaria a US$S60 millones por ano para mediados del decenio de 1990. Arger..tina simplemente no puede permitirse el luj 0 de seguir una estrategia tan costosa de precios bajos reales para la energia. - xii - Cuadro 2. EFECTOS FISCALES APROXIMADOS DE LAS RECOMENDACIONES SOBRE IMPUESTOS Y PRECIOS (mi110nes de US$ de 1988) Cambios propuestos con aumentos en los precios comercia1es 1. IMPUESTOS INDIRECTOS Efectos estimados con cambios en e1 sistema de impuestos (sobre 1a base de las nuevas tasas ap1icadas a los precios sin cambios antes de impuestos)Ll - 123 Ingresos adiciona1es de los impuestos indirectos con los aumentos en los precios antes de impuestos~ + 256 IVA adiciona1 no deducidoLJ - 111 2. REDUCCION DE LAS COMPENSACIONES DEL GOBIERNO (Efectos netos de los aumentos de precios antes de impuestos y de las reducciones en los subsidios) +1.217 3. AUMENTO APROXlMADO EN IMPUESTOS DIRECTOS (Debido a los mayores ingresos de YPF) + 411 EFECTOS FISCALES NETOS +1.650 Ll Las tasas de impuestos se describen en 1a Secci6n A del Capitulo IV. ~ Aumentos de los precios comercia1es en terminos rea1es, por encima de los nive1es de diciembre de 1988, de 21% para e1 GPL, 52,25% para e1 gas natural y 20% para 1a e1ectricidad. LJ E1 IVA no se deduce sobre las tasas actua1es, pero seria deducido por las empresas estata1es en e1 nuevo sistema. - xiii C. SUMINISTRO DE PETROLEO Y GAS NATURAL 21. La producci6n de petr6leo crudo disminuy6 en un 14% de 1981 a 1987, y continua decreciendo. excepto por un breve aumento de la produccion de liquidos del gas natural que ocurrio en 1988. La produccion de YPF, que representa dos tercios de la produccion de petroleo crudo, disminuy6 en un 17% de 1983 a 1987. En los anos 1986-87 se perforaron menos pozos de explotacion, en buena medida debido a la limitacion de fondos para nuevas inversiones. Aunque el total de pozos en produccion activa era mayor en 1987 (un 18% mas que en 1981), la produccion media por pozo bajo alrededor de un 27% eIltre 1981 y 1987. En consecuencia, se necesitaran inversiones mayores para:nantener la produccion de petroleo crudo al misml:> nivel, ya que las tasas de produccion por pozo probablemente seguiran disminuyendo. Si las inversiones efectivas de YPF en exploracion y en explotacion siguen siendo solamlmte del orden de US$SOO millones por ano, la produccion petrolera probru)lemente disminuira en un 3% anual, 10 cual ocasionara un aumento de la impor~acion de petroleo crudo (Hipotesis de Oferta Minima, tal como aparece en el Grafico 1). Si bien se han firmado recientemente nuevos contratos de exploracion y de produccion dentro del Plan Houston, cualquier produccion adicional de hidrocarburos que pueda resultar es probable que solo ocurra a mediados del decenio de 1990 y probablemente sera moderada. 22. Se precisan urgentemente inversiones adicionales en exploracion de gas natural y de petroleo para mantener y para ampliar, si es posible, la produccion de estos hidrocarburos, con el objeto de evitar costosas importaciones de petroleo y escaseces de gas natural que podrian ocurrir desde principios hasta mediados del decenio de 1990. Las inversiones adicionales necesarias serian de entre US$300 y US$SOO millones anuales, con las c'.lales podria obtenerse no solo el aumento de la produccion de petroleo, sino incluso su exportacion (Hipotesis de Oferta Maxima, Grafico 1). Tal programa ampliado de inversiones produciria grandes beneficios para la economia, aun dentro de supuestos muy conservadores (vale decir, suponiendo la proyeccion de un precio internacional bajo para el petroleo de US$ll por barril y costos de produccion relativamente altos), el valor neto actual de tal pcograma es de cerca de US$l. 000 millones. El valor neto actual es mucho mayor, de mas de US$6. 000 millones, si los precios internacionales del petr61eo proyectados para el futuro aumentan a niveles mayores (US$16 por barril) y si los costos de producci6n local pueden reducirse en un 40%. Es factible reducir los costos de produccion en un 40% mediante una combinaci6n de: i) mejoras en la eficiencia; ii) menores costos locales en virtud de tipos de cambio reales mas bajos; iii) una eficiencia mas elevada de las inversiones del sector privado, y iv) la reducci6n del "Compre argentino", que por si solo eleva los costos en cerca del 40%. 23. Es poco probable que se movilicen grandes inversiones adicionales, dada la escasez de fondos publicos para estes fin; por ello se precisan mayores inversiones del sector privado. Dado que el sector petrolero tiene ventaja sobre otros sectores para la movilizacion de la inversion privada nacional y extranjera, las politicas petroleras deben orientarse a atraer la inversion del sector privado al maximo posible. Las inversiones llevadas a GRAFleo 1 ARGENTINA eONTRATOS DI SIIVICIOS E IPF Producc16n de Petr61eo Crudo 1981-2000 EAport..el........1... c···· a4iel6· · ....... · u.w.. r...rw.. 'r....... e..a ... I AIoIIMftU de I. 'r_eel" de C........ LOM" t. 011 "'w Mr...1.t.rll.l.. ··· ..wr.1 par ··Ii. ·· , ....ct.o co··t c..flelen'" 'r_eel'./R···rw·· ~ -- t.r...c.' IEUIA II , ........ de ·· pr.... _ _ ..C_l..., · · fl . . . . 1818 "uecl6. par c··t.r.... _ - ___C_l. ., · · fl. . . . 1110 D_MIa 'r.,ee.......1 _ .... - - ______ C_I. ., · · fl . . . . 1111 P'" clel... r,'. de 1... __- --- , ,- -C / /_a..,·· II..... 1HZ >< 1-'. 1i"::~:::~Il=::-;:;:;::I/Jf;:;:.---,.Jt.-~:--:::- ------ ------ C_l··, · · II. . . . 1H. _ _ ___ ___ __ __ -==- __ <: I ____ - - --- ___C_I. .,. · fi. . . . 1814 ~ ---- Producel'···t.I..... de pat."t.. crud. de oe...... c.... ,.·· Hou.t.oI'I R.. t .. · 'ro,OC"- Of.,t.. Mf.a. . . .c...r . c. . . . . .u.w·· r...rw·· ".b..... ........ c. . . . . I c. . .1 c..fle ... t.e Produee"n,....,.·· pr..... · · · ... Nota: Eata aa la producci6n da patr61ao Co.",."'. ~~~ crudo proyactada aasUn loa nivala. V//IS((/'/m'h'L_....-.__ ....... _- ......_- ........ -- ........--,.".,...-- ........ _- d. Invarai6n actuataa ) Nuava Producc16n patrolara da la cuanca submarina auatral dal araa .., bajo contrato con Total-Brldas-Demlnax t·· 1912 1911 .... 1* 1916 19M t9t9 19filO tflil 1m 1991 t9N 1M 1M 1999 20D -.. ... ..-.. IfN - xv cabo por el sector privado, en un ambiente competitivo reformado de precios y reglamentaciones, tambien es probable que sean menos costosas y mas eficientes que la inversion publica. 24. Entre julio y diciembre de 1989 el nuevo Gobierno ha adoptado medidas muy decisivas mediante la aprobacion del Decreto 1055, del 10 de octubre pasado sobre la desreglamentacion de las actividades primarias (exploracion, explotacion y produccion) , y luego del Decreto 1212, del 8 de noviembre, que desreglamenta las actividades secundarias (refinacion, transporte, et"c.) en el sector de hidrocarburos. En el primero de estos decretos, el objetivo claramente enunciado es de reemplazar la intervenci6n del Gobierno en la determinaci6n de los precios y las cuotas por el libre juego de los mecanismos del mercado. Esto, segun se espera, conducira a la libre disponibilidad .del petr6leo crudo y de sus productos, y a la plena desreglamentacion de los precios. El objetivo es desreglamentar los precios de los hidrocarburos, el comercio del petr6leo y de sus productos y crear prove.~dores mUltiples de petr6leo y de gas natural. Se permitira a las comp~lias privadas tener petr6leo crudo de libre disponibilidad, proveniente de tres fuentes posibles. En primer lugar, la produccion de las zonas marginales (pequefios yacimientos y zonas inactivas anteriormente de propiedad de YFF), que se vendera a compafiias privadas en un sistema de prima en efectivo. En segundo lugar, la producci6n de posibles operaciones conjuntas entre YPF y compafiias privadas (que ahora podran establecerse). En tercer termino, la producci6n resultante de la conversion de los contratos de servicios existentes en nuevos contratos, tales como los de asociacion. Sin embargo, los suministros de petr61eo crudo no quedaran plenamente descontrolados hasta el 31 de diciembre de 1990, 0 cuando el volumen de petr61eo de libre disponibilidad alcance los 8 MID3 (aproximadamente un tercio de la produccion argentina). 25. Los decretos de desreglamentacion son un paso importante en la direccion debida. Debera darse prioridad a la promocion de operaciones conjuntas en zonas de producci6n primaria de YPF, ya que estas tienen gran proba:bilidad de alcanzar aumentos considerables de produccion a corto plazo. Sin embargo, el Gobierno debera obrar con cautela a fin de asegurarse de recibir el valor Justo por los derechos que ofrezca, particularmente en la conversion de los contratos de servicios y la venta de las zonas marginales. Existan algunos obstaculos para el exito de los decretos de desreglamentacion, tales como la ausencia de petr6leo libremente exportable, la irtcertidumbre en cuanto al regimen de libre disponibilidad, y la poca voluntad de las compafiias petroleras para comprometerse a hacer grandes pagos iniciales. Es necesario aclarar las ambigUedades de ~os decretos, tal como se indica a continuacion, junto con otras recomendaciones sobre el suministro de petroleo y de gas natural. Recomendaciones acerca del aumento del suministro de petroleo y de gas natural a) Aumentar las inversiones en exploracion y explotaci6n de petr61eo y gas natural por encima de los niveles alcanzados en los ultimos ocho afios, mediante una combinaci6n del aumento de las inversiones del sector publico y del privado. - xvi b) Adoptar incentivos para e1 aumento de la participacion del sector privado en la exploraci6n y en las operaciones de produccion petrolera, por los siguientes medios: i) desreglamentar los precios para el productor; ii) eliminar obstaculos para 1a aprobacion mas rapida de los contratos de exploracion y produccion con arreg10 a1 Plan Houston; iii) incrementar 1a exp10racion en nuevas zonas ofreciendo informacion tecnica adiciona1; iv) poner en practica procedimientos para hacer posib1e que e1 sector privado explote algunas de las zonas marginales de YFF, y permitir 1a 1ibre disponibilidad del petr61eo crudo producido; v) avanzar hacia una participacion mas amplia del sector privado en las operaciones de YPF, por medio de iniciativas conjuntas, tan pronto como sea posible; vi) vender los equipos de perforacion y de reacondicionamiento de pozos de YPF y contratar servicios de perforacion, servicios en los pozos y de reacondicionamiento de pozos. c) Emitir, tan pronto como sea posible, ac1araciones sobre los Decretos 1055 y 1212, y poner en practica efectivamente los planes de desreglamentaci6n del sector de hidrocarburos. Especificamente: i) En re1acion con la libre disponibilidad del petroleo crudo: Eliminar los requisitos de aprobacion de las exportaciones por e1 Gobierno; continuar la eliminacion gradual del impuesto a las exportaciones (que segun el ca1endario actual sera reducido al 10% para julio de 1990) hasta su supresi6n total para el tercer trimestre de 1990. (De no tomarse medidas inmediatas a este respecto, fijar el precio minima interno a1 equivalente de exportaci6n f.o.b. y asegurar el pago minimo apropiado en divisas); ii) En relaci6n con la 1ibre disponibilidad del petr6leo crudo en las conversiones de contratos de servicio: Los diferentes tipos de contratos deben tramitarse individua1mente; el Gobierno debe actuar con cautela y evaluar cuidadosamente el valor potencial de los derechos de YPF; el Gobierno debera evaluar las diferentes maneras de lograr la libre disponibilidad de esas zonas y las repercusiones econ6micas en cada caso. Las siguientes serian posibles opciones: a) contrato de asociac~on; b) ofrecimiento en licitaci6n internacional de los derechos u obligaciones de YPF; c) pago de la producci6n (0 division de 1a producci6n bruta con YPF o con el Gobierno, 0 ambas cosas), y d) una prima en efectivo; iii) En relaci6n con la apertura a licitaci6n de las zonas marginales: Emitir criterios detallados de licitaci6n y el contrato propuesto; agrupar bloques en zonas de tamafio suficiente para que contengan un potencial de reservas tanto existentes como aun por descubrir; proveer acceso a informaciones tecnicas completas y bien organizadas; iv) En relaci6n con las operaciones conjuntas en zonas de YFF: - xvii - Definir opciones respecto de 1a venta de derechos para produccion incremental 0 de produccion incremental ademas de 1a existente (por ejemp10, e1 denominado "farm-inn); preparar criterios de 1icitacion (que inc1uyan compromisos de inversion) y un mode10 de contrato de asociacion ("farm-in"), as1 como acuerdos de operacion conjunta; agi1izar e1 proceso de aprobacion de los contratos; transferir a1 contratista 1a tota1idad 0 parte de 1a funcion de YPF como entidad exp10tadora; asegurarse de que en las zonas ofrecidas se inc1uyan porciones de los mejores yacimientos, y v) En re1acion con e1 decreto de desreg1amentacion en los terminos concernientes a1 gas natural: Tan pronto como sea posib1e, iniciar e1 estudio sobre costos de transporte y distribucion y sobre las tarifas; estab1ecer criterios c1aros para determinar e1 valor residual neto a1 productor (antes de 1a renegociacion del contrato); e1aborar directrices a fin de permitir a1 menos e1 pago parcial del gas natural en divisas; iniciar un estudio deta11ado del mercado y de 1a demanda con miras a 1a expansion del uso del gas natural; promu1gar un nuevo decreta que permita a proveedores multiples del gas natural vender10 directamente a los consumidores (tal como se ha esbozado en principio en e1 decreto sobre desreg1amentacion). d) En re1acion con 1a reestructuracon de YPF y de GdE y el mejoramiento de sus operaciones, las recomendaciones esenciales son las siguientes: i) Cambiar 1a estructura organ1ca de estas empresas a 1a de una sociedad de cartera con unidades estrategicas de negocios (e inversiones subordinadas, tales como las de exp10racion y produccion, industrializacion, transportes terrestres y maritimos, comercia1izacion, gas natural, indus trias petroquimicas). Si bien inicialmente cada subsidiaria seria de propiedad de 1a sociedad de cartera, podria incrementarse 1a propiedad privada posteriormente (en companias privadas 0 accionistas particu1ares, 0 ambas cosas). ii) Estab1ecer claros precios de transferencia, basados en el mercado, entre las diversas unidades de operaciones. iii) Mejorar las capacidades de p1anificacion estrategica de las empresas y preparar un programa de inversiones a largo plazo. Iv) Mejorar la eficiencia de las empresas en las operaciones de extraccion, tanto primarias como secundarias, mediante inversiones prioritarias se1eccionadas y 1a correspondiente asistencia tecnica. - xviii v) Transferir las actuales funciones regulatorias de las empresas estatales (YPF y GdE) a las correspondientes autoridades del Gobierno. e) Establecer un mecanisme reglamentario eficaz para determinar y poner en practica las politicas de hidrocarburos que: i) elimine la actual superpos1c10n improductiva de responsabilidades; ii) establezca directrices claras para las operaciones de las empresas publicas y privadas; iii) ofrezca un tratamiento igual a las empresas publicas y privadas dentro de un ambiente competitivo, y iv) proteja los intereses nacionales con un m1n1mo de reglamentaciones y controles limitando la funcion del Gobierno a la fijacion de directrices generales para el sector y reglamentando sus operaciones. D. GAS NATURAL 26. El gas natural desempena un papel de importancia creciente en la Argentina como fuente de energia para la generacion de electricidad, en la produccion industrial, como combustible domestico y comercial para la preparacion de alimentos y para calefaccion. En los diez ultimos anos la produccion de gas natural ha aumentado en un 5% cada ano, y se preve que crecera en un 4% anual hasta el ana 2000. Sin embargo, la politica de rapida explotacion del gas natural se base en una estimacion excesivamente optimista de las reservas probadas. Las reservas probadas de gas natural en la Argentina son suficientes para cubrir las necesidades actuales, pero a medida que aumente el consumo deben descubrirse nuevas reservas para mantener existencias adecuadas. La estructura actual de precios proporciona escaso incentivo a la exploracion y explotacion del gas natural. Si se desea alcanzar el obj etivo nacional de aumentar el uso del gas natural para reemplazar los combustibles liquidos exportables, deben proveerse incentivos para incrementar la exploraci6n del gas y debe iniciarse un programa acelerado de exploraci6n y explotaci6n. 27. Un programa acelerado de exploraci6n y explotacion de nuevos recursos de gas natural arroj ara beneficios importantes para la economia nacional. Se estima que los beneficios netos de un programa tal en los proximos diez anos seran de entre US$4. 000 millones a US$6. 000 millones, debido a la sustitucion de productos del petroleo y de la electricidad, que son mas costosos, por el gas natural. El analisis indica que el costa economico de producir y distribuir gas natural a los·consumidores es menor que el valor residual neto economico para todos los usos previstos, con la posible excepcion de la produccion de metanol y de fertilizantes. El gas natural es mas eficiente y tiene un costa menor que muchos otros combustibles. Seria df" seable un mayor uso del gas natural en el sector residencial, ya que el costa por unidad de la energia util proveniente del gas natural es menor que el de los combustibles sustitutivos (por ejemplo, una tercera parte del costo de la electricidad). El costa financiero de la produccion de gas natural, incluido el pago de regalias, el IVA y los impuestos sobre la renta, asi como un rendimiento razonable sobre el capital invertido en la produccion de gas natural, es menor que el precio a nivel - xix internacional de los productos liquidos sustitutivos. Una estructura de precios apropiada, sobre la base del valor internacional de los combustibles que el gas natural pudiera reemplazar, generaria suficientes ingresos para atraer inversiones hacia la exploracion y la explotacion del gas natural. 28. Las utilizaciones de mayor valor para el gas natural se encuentran en los sectores en que el valor residual neto es mucho mayor que el costo economico, tales como las de los consumidores residenciales, comerciales e industriales (vease el Cuadro 3). Si no se encuentran nuevas reservas, el cos to econom1CO de suministrar gas natural para algunos proyectos petroquimicos excederia el valor residual neto. La estructura de precios existemte para los insumos petroquimicos es compleja, y el precio de retencion recibido por el proveedor de insumos puede no ser suficiente para alentar la explotacion de nuevas reservas de gas natural. Si las reservas conocldas de gas natural aumentan en un 8%, habra suficiente suministro de gas para las plantas degeneracion termicas del sector electrico que estim progr~i.madas para ser instaladas de aqui al ano 2000. Cuadro 3. COMPARACION DEL COSTO ECONOMICO Y DEL VALOR RESIDUAL NETO 3 (Cuarto trimestre de 1988; US$ por 1.000 m ) CIM Costo de Reserva por Costo Valor Sector suministro agotamiento economico residual neto Residencial 85 15 - 25 100 - 110 200 Comen;ial, inst. 83 15 - 25 98 - 108 203 Industria general 41 15 - 25 56 - 66 121 Cemento 30-50 15 - 25 45 - 75 92 Electricidad 38 15 - 25 53 - 63 . 79 Ferti lizantes 17 15 - 25 32 42 30 Fuente: Cuadros 7.4, 7.5 Y 7.7 29. Deben ponerse en practica politicas para acelerar la exploraci6n y la producci6n de gas natural en todas las regiones. Ademas de la explotacion de nuevas reservas, es necesario ampliar la infraestructura de distribuci6n para atender la creciente demanda. La oportunidad para ampliar los gasoductos en el norte (y posiblemente en el sur) depende del volumen de reservas potenciales existentes en Neuquen. Si no se expande el sistema de gasoductos, la capacidad de estas partes del sistema llegara a su limite en 1996. Incluso en el supuesto de un crecimiento relativamente baj 0 de la demanda de gas natural, no habria oportunidad para un ulterior crecimiento del suministro, y el gas disponible tendria que conservarse para los usuarios de mas alto valor. Una interrupcion 0 reducci6n del programa de ampliaci6n de los gasoductos tendria importantes costos econ6micos, dado que el valor de los combustibles que el gas natural adicional pueda reemplazar seria mucho mayor que los costos de producci6n y de nuevos gasoductos. Si el programa de - xx ampliacion de gasoductos se retrasara en cinco anos, el costa de los hidrocarburos liquidos adicionales necesarios durante el periodo 1996-2000 seria de alrededor de US$200 millones en valores actuales. Esto ilustra en forma clara los beneficios de expandir el sistema de gasoductos para ir a la par con la creciente demanda. 30. Un problema adicional es la utilizacion y la fijacion de precios del gas natural y de los liquidos del gas natural (LGN) en proyectos petroquimicos. El sistema actual de fijacion de precios es inflexible y los precios al productor son muy bajos para alentar la explotacion de nuevas reservas de gas natural. Se precisa una nueva formula para la fijacion de precios que podria, por ejemplo, referir el precio al productor al nivel del precio internacional de los insumos sustitutivos, tales como la nafta. Esto es en cierta medida similar al metodo actualmente utilizado; sin embargo, en lugar de la estructura de precios de retencion y rebaj as, el proveedor negociaria directamente con el comprador. Tendria que establecerse un precio minimo para el gas natural, asi como un precio de referencia basico apropiado, y coeficientes referidos a los incrementos inflacionarios. Para proyectos tales como los de metanol, 0 la produccion de MTBE, en los cuales el gas natural seco es la materia prima, seria preferible un sistema basado en el precio del producto. La formula podria prever un precio fijo durante el periodo inicial y de crecimiento del mercado. Posteriormente, si las utilidades excedieran un nivel preestablecido, el proveedor de la materia prima recibiria una porcion de las utilidades "excedentes". Esta formula se aplica en el caso del contrato de suministro de gas natural entre YPF y Petroquimica Austral: si el precio del metanol en el mercado internacional se eleva por encima de US$lSl por tonelada, YPF recibe un precio proporcionalmente mayor por el gas natural (que el precio de base de US$0,70 por MBtu). Recomendaciones para mejorar la utilizacion del gas natural a) Introducir un periodo de transicion controlada hacia un nuevo sistema de fijacion de precios. Durante esta transicion se instauraria un nuevo sistema de precios controlados, mientras se terminan los estudios y los arreglos instItucionales necesarIos. Esto involucraria: I) aumentar gradualmente el precio controlado del gas natural hasta colocarlo ligeramente por debajo del nivel internacional del fuel oil para el sector industrial, mas los costos adicionales de distrIbucion para los otros sectores; ii) eliminar los precios de transferencia arbitrarios para el gas natu!;,al y para sus liquidos; iii) establecer un sistema para regular las operaciones de separacion, distribucion y transporte como servicios publicos, y Iv) eliminar finalmente los controles de precios al por menor, excepto el margen para transporte y distribucion del gas natural desde la boca del pozo hast;! #'\1 consumidor. El regimen impositivo tendra que ser modificado para asegurar que todos los tipos de energia que compitan con el gas natural esten suj etos al mismo impuesto unificado a la energia (sobre la base de su equivalente energetico) que el gas natural. El Gobierno debe tambien cap tar una porcion mayor de la renta - xxi economica del productor en la forma de un impuesto sobre la renta y, si es necesario, de un impuesto sobre las ganancias extraordinarias, si las hubiere. b) Implantar la desreglamentacion de precios del gas natural, como se describe en el Decreto 1212, a fin de fijar el precio al por menor del gas natural en los mercados industrial y de energia electrica en el equivalente 0 casi el equivalente (90%) del precio del fuel oil, que es el mejor sustitutivo siguiente y el combustible marginal desplazado por la produccion incremental de gas natural. El precio en los sectores comercial y residencial debe fijarse para cubrir los costos adicionales incrementales de transporte y distribucion, mas un impuesto al consumo, si es necesario, para alcanzar el precio equivalente del queroseno en terminos de energia. c) Utilizar el gas natural disponible para elevar al maximo los beneficios a la economia nacional. Las aplicaciones que parezcan ofrecer beneficios menores debe ran evaluarse cuidadosamente para tener la seguridad de que tales usos son economicamente justificables. En el analisis se deberan tomar en cuenta los factores regionales y de balanza de pagos que puedan afectar a los beneficios economicos 0 a los costos de proyectos especificos. d) Establecer un sistema regulatorio para el transporte y distribucion de gas natural. Aumentar la competencia en el suministro de gas natural, permitiendo a los productores vender la produccion directamente a los consumidores. e) Ampliar la exploracion en la zona de Neuquen. Preparar un plan estrategico a fin de determinar las opciones optimas de menor costa para la exploracion y 1a produccion de gas natural, y para la expansion de los gasoductos. f) Establecer y poner en practica una nueva formula para fijar los precios del gas natural y de los liquidos del gas natural utilizados en la industria petroquimica, basados en los precios de los insumos (0 materias primas) alternativos y en principios de participacion de las utilidades. g) Llevar a cabo estudios sobre: i) La demanda de gas natural en el pais I que tome en cuenta diferentes tasas de crecimiento de la demanda, diferentes hipotesis de precios y se efectuen analisis de costos-beneficios del uso del gas natural en cada sector. ii) Los costos de los servicios y la fijacion de tarifas apropiadas, para establecer el cos to marginal a largo plazo de producir, transportar y distribuir el gas natural. - xxii iii) La estructura institucional para regular la distribuci6n y transmisi6n del gas natural. iv) La determinaci6n de la f6rmula de fijaci6n de precios para los liquidos del gas natural (LGN) utilizados par el sector petroquimico. E. OPERACIONES DE REFINERIA 31. En anos recientes se han hecho grandes inversiones en instalaciones de conversi6n en las refinerias a fin de convertir el fuel oil de menor valor en gasolina y gas oil, productos de mayor valor. Se esperaba que el aumento de la producci6n de gas natural desplazara al fuel oil que podria ser refinado en las nuevas unidades de conversi6n. Sin embargo, las menores inversiones en producci6n de petr6leo han reducido el suministro de petr6leo para las refinerias; par otro lado, la demanda de las gasolinas ha disminuido en gran medida, a causa de los mayores precios al par menor (en raz6n de los mas altos impuestos). Dadas la reducci6n en el suministro de petr6leo crudo refinado y las pautas de demanda distorsionadas para los productos refinados, las refinerias no pueden funcionar de una manera 6ptima. En la actualidad existe un exceso de capacidad en las refinerias, una superabundancia de gasolina (que no puede ser exportada deb ida a problemas de calidad y de logistica), y par otro lado existe una escasez de fuel oil. Es necesario tamar medidas para usar en forma rentable este exceso de capacidad de refinaci6n, mejorar la eficiencia operacional de las refinerias y reestructurar los patrones de demanda de los productos refinados del petr6leo. 32. La gran capacidad instalada de refinaci6n en Argentina, de casi el doble de las necesidades nacionales, puede considerarse como un recurso en espera de ser explotado. Podria obtenerse una utilidad marginal equivalente a US$l par barril al elaborar petr6leo crudo adicional y exportar los productos, 10 que podria producir US$35 millones anuales en ingresos. Par otro lado, la falta de optimizaci6n de las operaciones ocasiona perdidas de oportunidad par un posible valor de US$50 millones anuales que podrian recuperarse si los productos se elaboraran de acuerdo a la calidad requerida par el mercado internacional y luego se exportaran. La capacidad marginal de las refinerias podria emplearse econ6micamente para generar exportaciones y para lograr convenios de elaboraci6n can otras refinerias (extranjeras). Sin embargo, el impuesto existente del 10% sabre el petr6leo crudo refinado anula en forma efectiva el incentivo para optimizar el usa de este recurso, de la misma manera que los controles de precios innecesarios y no realistas distorsionan la demanda y restan eficiencia a las operaciones en el mercado interno. Asi pues, un requisito para elevar al maximo las operaciones de refinaci6n en Argentira ~s vincular el precio del petr6leo crudo refinado can los precios de los productos en refineria, los cuales deberan estar ligados a los valores internacionales, y eliminar los impuestos innecesarios que distorsionan y reducen la explotaci6n efectiva de este potencial de la industria. - xxiii 33. Aunque las refinerias argentinas han avanzado hacia 1a e1aboracion de productos de mayor valor, existe todavia un margen para mejorar los rendimientos, 1a eficiencia y 1a rentabi1idad. Las capacidades de refinacion para producir estos rendimientos de mayor valor no se han desarro11ado integramente. Las razones basicas de una fa1ta de optimizacion armonica inc1uyen las siguientes: a) Contro1es de importacion y exportacion que han reducido 1a capacidad de las refinerias para equi1ibrar los tipos de petro1eo crudo y los rendimientos de productos segun las necesidades y las normas del mercado internaciona1; "b) La dependencia de 1a industria privada de los margenes de refineria garantizados por e1 Gobierno; (;,) Los contro1es internos de precios que mantienen los precios globa1es en nive1es bajos en re1acion con los mercados internaciona1es, 10 cua1 distorsiona los margenes de precios entre los diferentes tipos de productos; d) Las estrategias de los refinadores privados a fin de superar tanto las reg1amentaciones locales como las estructuras distorsionadas de precios, y para 10grar aumentar 1a rentabi1idad de sus companias, en parte a expensas de las refinerias de YPF, y I~) La incapacidad de YPF para actuar prontamente como una entidad con fines de 1ucro. 34. Una solucion para estos problemas consiste en crear un ambiente opera'::iona1 adecuado para todas las refinerias del pais, para a1entar un mejor uso economico de las insta1aciones existentes, 10 que aumentaria la produl::cion para satisfacer e1 mercado interno y a1 mismo tiempo promover 1a expor::acion de vo1Umenes sustancia1es de productos refinados para maximizar e1 iragreso de divisas. Estos obj etivos pueden a1canzarse mediante la combinacion de modificaciones adecuadas en las reg1amentaciones, asi como en los impuestos y en los precios. Recom.:mdaciones a) Mejorar e1 uso de las refinerias. Las opciones podrian inc1uir el otorgamiento de 1icencias a las refinerias por vo1umen de producto elaborado para obtener los petro1eos crudos necesarios a fin de e1evar a1 maximo las uti1idades. E1 valor combinado de la optimizacion potencial de las distintas calidades de productos nacionales se estima en unos US$60 millones anua1es. b) Ampliar las insta1aciones fisicas portuarias y la infraestructura de control para aumentar la importacion y exportacion de petroleo crudo y productos refinados. Mejorar los terminales portuarios. c) Poner en practica medidas para mejorar la eficiencia de las refinerias, reducir las perdidas, mejorar la mezcla de los productos, permitir la utilizacion de crudos mas pesados y de alto contenido de azufre, y exportando 1a produccion excedente de gasolina. · xxiv d) Tomar medidas para lograr mayores aumentos de la participacion del sector privado en operaciones de refinacion, distribucion y transporte, en las cuales las opciones principales incluyen las siguientes: i) vender las refinerias y plantas productoras de especialidades; ii) ceder a terceros la flota de transporte; iii) vender acciones en las grandes refinerias y plantas petroquimicas de YPF; iv) privatizar la totalidad 0 partes del sistema de transporte por oleoducto, tanto para el petroleo crudo como para los productos refinados. F. SECTOR DE ENERGIA ELECTRICA 35. Argentina ha contado desde mediados de los anos sesenta hasta mediados del decenio de 1980 con un servicio de electricidad confiable y extenso, originalmente suministrado por companias privadas, con participacion creciente de las empresas nacionales y dependencia de contribuciones del Gobierno. En los ultimos 16 anos la capacidad total instalada en el pais ha aumentado a una tasa del 6,4% anual. Un gran Sistema Interconectado Nacional (SIN) cubre una parte sustancial del pais y suministra alrededor del 90% de los servicios publicos de electricidad. Sin embargo, el sector enfrenta problemas importantes que surgen de: i) un marco institucional y legal inadecuado, ii) carencia de una planificacion coherente, iii) el deterioro de las instalaciones de generacion y distribucion y (iv) una situacion financiera debil, caracterizada por una pesada carga de deuda externa y un bajo nivel de generacion interna de recursos. Las dificultades economicas que encara actualmente el pais requieren un esfuerzo creciente para dirigir las actividades de energia electrica en forma eficiente y econom1ca, reduciendo de esta forma la dependencia del sector del apoyo del Gobierno. Para alcanzar estos objetivos deben adoptarse con prontitud medidas correctivas para: i) mejorar la organizacion del sector, ii) asegurar que la expansion del sector siga principios de economia y eficiencia, iii) mejorar la eficiencia de las operaciones, iv) promover la conservacion de energia, v) reducir las perdidas tecnicas y el robo de electricidad y vi) mejorar las finanzas del sector. 36. A causa de los inadecuados niveles y estructura de precios, el consumo de electricidad ha crecido en el pasado a una tasa mayor que la economia, y las proyecciones actuales de la demanda parecen ser elevadas. Ademas, debido a decisiones en materia de inversiones adoptadas fuera del sector, y a procedimientos inadecuados de planificacion adoptados en el pasado , los planes de expanS10n han incluido grandes proyectos hidroelectricos y nucleares (a los que se han sumado largas demoras) que han impuesto una pesada carga a las finanzas del sector. A corto plazo, un problema principal es como lograr que el sector electrico sea autosuficiente en terminos financieros (por medio de aumentos de tarifas y reducciones de costos), de modo que puedan concluirse proyectos aun no terminados, pero que estan cerca de su terminacion. A mediano plazo, podrian alcanzarse importantes ahorros en inversiones, empleando soluciones de menor intensidad de capital, tales como plantas de cicIo combinado y la rehabilitacion de instalaciones termicas existentes, siendo estas las opciones de menor costo que mas probablemente se seleccionen. A larso plazo, en la planificacion de la expansion deben seleccionarse hipotesis basadas en principios de costa - xxv minimo, proyecciones realistas de la demanda, y opciones solidas de desarrollo. Se estima que el consumo de electricidad sera probablemente alrededor del 17% menor que la proyeccion actual hecha por la Secretaria de Energia para el ano 2000, Y las necesidades de inversion en obras de generacion seran menores en US$1.800 millones respecto de las estimaciones actuales. Ahorros adicionales podran lograrse utilizando un planeamiento optime. que implique opciones menos costosas. RecomE!ndaciones para mejorar el suministro en el sector de ener&ia electrica ~I.) Planificacion de la expansion i) La Secretaria de Energia debe mejorar sus modelos para las proyecciones. ii) El plan de expansion debe basarse en la hipotesis mas probable de la demanda. El analisis de sensibilidad debe reflejar las posibles fluctuaciones de los parametros de planificacion. b) Pro&rama de desarrollo i) Las politicas del Gobierno deben reflejar princ1plos economicos de costa minimo. Debe darse consideracion a todas las opciones pertinentes de suministro, incluso el uso de plantas de ciclo combinado y la rehabilitacion de instalaciones termicas existentes. Ii) Se debe dar prioridad a la terminacion de las obras que estan en ejecuc10n. Eliminar del plan de desarrollo las nuevas centrales nucleares (despues de Atucha II). '::) Operaciones i) Acelerar la ejecucion del programa de SEGBA para la reduccion de perdidas. Ii) Agilizar la ejecuci6n del proyecto SEGBA V. iii) Evaluar el mercado efectivo de carb6n para la generacion de electricidad a fin de definir si se justifica la expansi6n de la mina de YGF en Rio Turbio. d) Estructura or&anica e institucional i) Definir la funcion de la EFEE y de las entidades nacionales, asi como de las empresas provinciales, en el marco del Pacto Federal Electrico. Ii) Acrecentar la participacion del sector privado proporcionando un ambiente acertado a los inversionistas privados. - xxvi e) Pollticas de precios i) Se debe finalizar el estudio sobre costos marginales a largo plazo (CMLP), adoptar las recomendaciones y ajustar las tarifas al por mayor (en grandes vol6menes) para las transacciones del DUC de acuerdo con el CMPL, y elevar los precios al consumidor, antes de impuestos, por 10 menos hasta el nivel del CMPL. ii) Reducir la dependencia de las empresas de electricidad del apoyo financiero del Gobierno. G. MARCO INSTlTUCIONAL Y REGLAMENTARIO 37. El exceso de reglamentaciones oficiales y la inevitable superposicion de responsabilidades de muchos organismos del Gobierno, que supervisan las operaciones de estas grandes empresas publicas, junto con las pollticas distorsionadas de fijacion de precios y de impuestos, ha dado por resultado una arraigada ineficiencia en las empresas del Estado y efectos negativos sobre las finanzas del sector publico. La limitada participacion del sector privado en el sector de energia (particularmente en petroleo crudo y gas natural) ocurre principalmente en forma de contratistas de servicios 0 proveedores de una de las grandes empresas publicas. En muchos casos las compaftlas privadas reciben subsidios considerables de las empresas publicas y del Gobierno. 38. Lo que se necesita es un marco institucional verdaderamente reglamentario y sustancialmente diferente, que establezca una clara separacion entre la funcion del Gobierno como responsable de la fijacion de pollticas y como ente regulador, y por otro lado que coloque a las empresas estatales en una posicion financieramente independiente dentro de un ambiente de competencia con las empresas del sector privado. Deben ponerse en practica medidas correctivas tales como: i) separar al Gobierno como formulador de pollticas y como regulador de todas las actividades comerciales de las diversas empresas del sector publico, Ii) establecer un clima de franca competencia y de igualdad de oportunidades tanto para las empresas publicas como para las compaftlas privadas en todos los aspectos de la produccion y de la disposicion de los recursos de energla y iii) promover los objetivos de eficiencia y de rentabilidad de todas las compafilas de energia, mientras que al mismo tiempo se asegure la proteccion de los intereses nacionales con un minima de regulaciones y de controies. 39. Los objetivos basicos de las autoridades reglamentarias de cada subsector de la energla deben ser: i) vigilar, regular y mantener un clima de franca competencia e igualdad de oportunidades para todas las compaftlas, publicas y privadas, nacionales e internacionales, que participan ahora 0 puedan participar en el futuro en el sector de la energla, y ii) asegurar la proteccion de los intereses nacionales por medio de reglamentaciones y controles en la produccion y en la disposicion de todos los recursos energeticos baj 0 condiciones de competencia abierta y eficiente. Los ejemplos de actividades que podrlan supervisar las autoridades reglamentarias incluyen: - xxvii a) Subsector de hidrocarburos Como consecuencia de 1a desreg1amentaci6n proyectada del sector de hidrocarburos, los organismos reg1amentarios deberan ser disenados cuidadosamente y tener una importante funci6n en los siguientes aspectos: i) Las po1iticas y p1anificaci6n en materia de energia, que serian necesarias para reemp1azar e1 importante apoyo 10gistico que venian recibiendo de YPF; ii) Las actividades de exp10raci6n y producci6n, en 10 que hace a la promoci6n de estas actividades en nuevas extensiones de terreno y a operaciones conjuntas, las cuales deben estar abiertas tanto para los inversionistas de empresas estatales como de intereses privados, y las negociaciones con tales entidades, asi como la vigilancia del cumplimiento de sus contratos deben ser responsabilidad de la Secretar1a de Energ1a y no de YPF; iii) La logistica (transporte terrestre y maritimo) en 10 relativo a la reglamentaci6n del acceso a las instalaciones de transporte y a decidir las tarifas aplicables tanto a los propietarios como a los no propietarios del sistema tambien deber1a pasar de YPF a la Secretar1a de Energia; iv) La instalaci6n y vigilancia de las tuberias de gas natural y de petr6leo como medios ordinarios de transporte, y de las reglamentaciones sobre el gas natural son otro rubro que debe ser manejado independientemente de YPF; v) Asegurarse que la fij aci6n de los impuestos al petr6leo crudo, al gas natural y a los productos del petr6leo refleje la politica gubernamental; vi) Asegurarse que las companias mantengan las normas oficiales en el diseno de las inscalaciones de produccion y de transporte, y certificar el cumplimiento de las normas en el funcionamiento de las instalaciones; vii) Garantizar la seguridad publica y la protecci6n del medio ambiente en relaci6n con todas las aCvividades pertinentes a los hidrocarburos. b) Energia electrica El marco jur1dico e institucional del sector es complejo y no favorece la eficiencia. No existe una ley integral sobre la electricidad y las reglamentaciones son ineficaces, pues hay responsabilidades superpuestas entre las diversas instituciones que supervisan el sector, 10 que impide una definici6n clara de atribuciones y de rendici6n de cuentas entre las instituciones del - xxviii sector (las empresas publicas nacionales y provinciales, las entidades binacionales, la Comisi6n de Energia Nuclear). Los servicios publicos nacionales responden ante el Ministerio de Obras y Servicios PUblicos por medio de la Secretaria de Energia. La Comisi6n Tecnica Mixta del Salto Grande depende del Ministerio de Relaciones Exteriores, mientras que la Entidad Binacional Yacyreta depende directamente del Ministerio de Obras y Servicios publicos. La Comisi6n Nacional de Energia At6mica responde directamente al Presidente de la Naci6n. La Secretaria de Energia tiene la responsabilidad global de la planificaci6n y de las operaciones a nivel nacional y de la recaudaci6n y distribuci6n de los fondos de electricidad. El Ministerio de Economia conserva la autoridad final en 10 que respecta a la fij aci6n de los precios de la electricidad. Los gobiernos provinciales tienen independencia para definir las politicas de desarrollo y las tarifas, que pueden no ser congruentes con las prioridades y las politicas nacionales. Dado que este excesivamente complejo marco institucional es responsable en parte de las ineficiencias del sector, el Gobierno ha tomado recientemente medidas para mejorar el marco juridico·y regulatorio. Recientemente se han tomado las siguientes medidas: i) la creaci6n de la Empresa Federal de Energia Electrica (EFEE), que probablemente absorbera las instalaciones de generaci6n y transmisi6n de AyE, HIDRONOR, los intereses argentinos de las entidades binacionales (Yacyreta y Comisi6n Tecnica Mixta del Sal to Grande) y otras instalaciones de importancia nacional, y ii) la firma del Pacto Federal Electrico (PFE) entre el Gobierno Federal y las provincias, el cual sera la base para el mejoramiento de la coordinaci6n en el sector. Quedan por acordarse importantes detalles respecto a estas medidas antes que puedan entrar en pleno vigor. Ademas, el PFE requerira la aprobaci6n de leyes pertinentes por los congresos provinciales. El mej oramiento del marco j uridico e institucional es necesario como una base inicial a fin de obtener el apoyo del Banco Mundial para actividades en el sector y se espera que este estrechamente vinculado a las operaciones de prestamo del Banco Mundial y otras entidades financieras internacionales. H. INVERSIONES. PLANIFICACION. CONSERVACION DE LA ENERGIA Y MEDIO AMBIENTE 40. Inversiones. El Plan Nacional de Energia de 1986 fue una integraci6n muy util de los planes de suministro, la demanda y las inversiones. Sin embargo, ahora esta anticuado y muchos de sus objetivos no se cumplieron. En la actualidad no hay ningun programa oficial de inversiones integradas. En pl r.uadro 4 se resumen las gamas aproximadas de niveles de inversion en petroleo, gas natural, refinerias y electricidad para el periodo 1989-2000, sobre la base del analisis contenido en este informe. Se suministran estimaciones altas y bajas. Las inversiones en energ1a electrica deben basarse en la hipotesis mas probable de demanda. Las cifras de inversiones en exploracion y explotaci6n de petroleo y gas natural indican niveles de inversi6n para alcanzar la Proyecci6n de Suministro Minimo (10 - xxix cual supone una continuacion de las tendencias recientes) y otro nivel de inversion proveniente de mayores inversiones privadas y publicas para alcanzar la Proyeccion de Suministro Maximo. Las otras inversiones en la infraestructura para el gas natural y el petroleo dependen en forma parcial del nivel de inversiones en petroleo y en gas natural y de la planificacion optima. Es necesaria una reduccion del papel del Estado y la ampliacion del papel del sector privado, particularmente en las actividades relacionadas con el gas natural y el petroleo, tanto para mej orar la eficiencia como para limitHr la carga sobre los escasos recursos financieros del sector publico. Una gl:an expansion del papel del sector privado (en las actuales condiciones de pol1ticas distorsionadas de fijacion de precios, de impuestos y de subsidios) puede empeorar la sangria de .las finanzas publicas. Sin embargo, es pOl:lible ampliar considerablemente el papel del sector privado reformando estas politicas, contribuyendo asi al aumento de los aportes financieros y tecnieos para ampliar la produccion de energia en un clima de competencia, 10 cual <:onducira a un aumento de los beneficios, tanto para el Estado como para el sector privado. Tal como se indica en el Cuadro 3, la funcion potencial del sector privado es grande en un sistema de fij acion de precios y de reglamentos reformado. 41. Planificacion. Es preciso mej orar la planificacion en energia para aumentar la eficiencia en el sector y asignar mejor los escasos recursos para inversiones. El Plan de Energia debe actualizarse anualmente, incluyendo planes de invers-ion alternativos para atender las diferentes proyecciones de crecimiento de la demanda de energia, el efecto de los cambios de precios y las posibilidades de sustitucion entre los combustibles. Es necesario evaluar cuidadosamente los costos y los beneficios de cada programa de inversion y deben ordenarse las prioridades de inversion de acuerdo con criterios economicos. Deben evaluarse las opciones de inversion a una sola tasa de actualizacion e incluirse anal isis de sensibilidad de la oportunidad de itwersion optima, utilizando tasas de actualizacion mas elevadas para varios aftos a fin de reflejar el costo del capital inusitadamente alto en la actualidad en Argentina. 42. Conseryacion. Las opciones para la conservac10n de la energia que complementan los cambios de precios en cada subsector tambien deben evaluarse. Para obtener un crecimiento reducido de la demanda, ademas de la adopcion de pollticas apropiadas de fijaci6n de precios, sera necesario que el Gc.bierno ejecute una politica clara y sistematica de conservaci6n, que debe ser disenada y puesta en vigor por la Secretaria de Energia. La cogeneracion con proyectos industriales brinda tambien un potencial para economias energeticas que se puede explorar si se adoptan medidas .para aumentar la coordinacion entre los sectores enetgetico e industrial. Especial atencion merecen las perdidas de energia por los productores, los transportadores, los distribudores y los consumidores, para reducir el desperdicio de estos valiosos recursos. - xxx - Cuadro 4: ESTIMACIONES DE INVERSION EN EL SECTOR DE ENERGIA (mi11ones de US$ constantes de 1988) 1989-1995 1996-2000 1989-2000 Exp1oracion y exp1otacion de petro1eo y gas natural Suministro Minimo (continuacion de las tendencias recientes de inversion) 3.772 2.226 5.998 Suministro Maximo (amp1iacion de las inversiones del sector privado) 7.028 7.007 14.106 Operaciones de refineria, transporte y comercia1izacion Hipotesis baja 1.500 1.000 2.500 Hipotesis alta 2.500 1.750 4.250 Energia e14ctrica Demanda mas probable 3.080 1. 788 4.868 Demanda e1evada 4.213 2.412 6.625 Gas Natural Hipotesis baja 900-1.300 500- 700 1.400-2.000 Hipotesis alta 1. 200 -1. 700 900-1.100 2.100-2.800 Total Hipotesis baja 9.450 5.660 15.110 Hipotesis alta 15.200 12.239 27.440 (Parte de 1a hipotesis alta supone que podria haber nueva inversion potencial del sector privado) (2.000 a 8.000) (2.000 a 8.000) (4.000 a 16.000) No se inc1uyen: Inversiones privadas en petroleo y gas natural bajo contratos actua1es, ni inversiones en carbon y energia nuclear. - xxxi 43. Medio ambiente. La Secretaria de Energia tambien ha asumido la responsabilidad por la proteccion ambiental en relacion con los proyectos de electricidad, tales como Yacyreta y Piedra del Aguila, que han sido objeto de una evaluacion en profundidad de sus posibles efectos sobre el amb1ente antes de proseguir con su construccion. En el caso de Yacyreta, los estudios abarcaron aspectos relacionados con la proteccion de la fauna y la flora acuat:lcas, la calidad del agua, la proteccion de especies en peligro de extineion, el control de posibles enfermedades transmitidas por el agua, los bosqu,:!s y la arqueologia. Un gran componente de este proyecto esta destinado a reducir al minima los efectos de los desplazamientos de la poblacion. Sobre la base de la experiencia adquirida en estos proyectos, recientemente la Se,::retaria de Energia ha dictado directrices para la evaluacion ambiental de los proyectos hidroelectricos, cuya ejecucion constituye, de acuerdo con un de·;:!reto presidencial, un requisito para la aprobacion de cualquier planta nueva" Estas directrices han sido examinadas por el Banco y se ha determinado que son acertadas. La Secretaria de Energia tiene en preparacion actualmente directrices similares para la evaluacion de los efectos ambientales de las plantas termicas de electricidad. 44. Tambien existen aspectos ambientales importantes que deben ser encarados en el sector del gas natural y el petroleo. Los problemas claves que necesitan un mayor estudio y legislacion apropiada son las medidas para: i) reducir 0 eliminar el uso de gasolina con plomo, ii) reducir el nivel de azufre en el combustible diesel y restringir la contaminacion actual y futura proveniente del petroleo crudo con alto contenido de azufre en la refinacion, iii) reducir la quema de gas y la contaminacion respectiva y iv) adoptar medidas para minimizar el riesgo de derrames de petroleo. CAPITULO I VISION GENERAL Y ANTECEDENTES DEL SECTOR DE ENERGIA 1.1 El sector de energia de la Argentina se caracteriza por haber tenido siempre una capacidad limitada para producir petroleo crudo y gas natural en cantidades suficientes para satisfacer la demanda que se requiere para ~I.tender el consumo interno del pais, mientras que el suministro de elect~icidad, que solia ser confiable, se ha caracterizado por frecuentes deficit. Desde fines del decenio de 1940 los sucesivos gobiernos han seguido siempre el acostumbrado camino politico de mantener aislado al pais del mundo de los precios internacionales competitivos, basados en la oferta y en la demanca de los recursos energeticos, mientras que los precios de la electricidad no han reflejado los costos reales economicos ni financieros. 1.2 Las politicas del Gobierno en materia de energia hacen hincapie en el autoabastecimiento de las diversas formas requeridas de energia; sin embargo, no hay politicas adecuadas de precios que permitan a las empresas publicas que producen energia recuperar sus inversiones de capital y costos de operaciones y obtener una utilidad razonable. Los precios y tarifas oficiales frecuentemente han estado dirigidos mas hacia fines politicos con razonamientos cuasieconomicos, tales como los de contener la inflacion, promover el desarrollo de ciertas regiones del pais, subvencionar determinadas indus trias , pero principalmente con la mira de recaudar ingresos adicionales para el Tesoro y las provincias. 1.3 En este capitulo se ofrece una vision general y antecedentes sobre los recursos energeticos, suministro de gas natural y de petroleo, suministro de electricidad, arreglos institucionales y las finanzas actuales del sector en la Argentina. A. OFERTA Y DEMANDA DE ENERGIA Hidrocarburos 1.4 Si bien la Argentina esta dotada de recursos energeticos abundantes y diversificados, depende mucho del petroleo crudo y del gas natural para satis facer sus necesidades. Sin embargo, rara vez ha estado e1 pais en posicion de contar con suficientes reservas de hidrocarburos y en los u1timos anos las tasas de produccion han sido siempre mayores que 1a ve10cidad con que se descubren reservas para sustituir las que se agotan. Por ende, en Argentina se han reducido profundamente los recursos energeticos mas esenciales a un nivel critico, y la recuperacion sera dificil y costosa. Se precisan nuevas inversiones de gran magnitud para descubrir nuevas reservas de hidrocarburos. 1.5 Como resu1tado de recientes revaluaciones, se han estimado las reservas probadas de petroleo crudo, al 1 de enero de 1988, en solamente 224 Mm3 (1.410 mil10nes de barriles) --en contraste con 1a estimacion anterior de 357 MIDJ (2.300 mi1lones de barri1es)-- 10 que, a 1a tasa actual - 2 de produccion de alrededor de 70.000 m diarios, necesarios para las 3 exigencias de consumo, significa que la relacion entre reservas probadas y produccion de petroleo crudo equivale a ocho afios de suministro. Por consiguiente, la proyeccion de la demanda futura de hidrocarburos liquidos sera cada vez mas dificil de abastecer con las fuentes conocidas. De manera similar, se han estimado las reservas probadas realistas de gas natural al 1 de enero de 1988 solamente en 554.000 Mm3 (19,6 billones de pies cubicos (Bpc» --en contraste con el calculo anterior de 693.400 Mm3 (24,3 Bpc)-- 10 cual significa que, a las tasas de produccion actuales, la relacion entre reservas conocidas y produccion de gas natural equivale a 20 afios de suministro. (Los detalles de las reservas ajustadas de gas natural y petroleo figuran en el Anexo 1.0.) Suministro de petroleo 1.6 El objetivo primordial del Gobierno en el sector de hidrocarburos ha sido el de alcanzar el autoabastecimiento. A principios y mediados del decenio de 1970 Argentina tuvo que importar considerables volumenes de petroleo crudo y productos refinados, pero despues de la primera conmocion de los precios del petroleo en 1973, que ocasiono dificultades en la balanza de pagos, el Gobierno decidio en 1976 acrecentar el papel del sector privado en la produccion de petroleo crudo y de gas natural. Este cambio de politica, junto con el descubrimiento y la explotacion por parte de YPF de dos grandes yacimientos de gas natural y condensado en los ultimos afios de la decada del setenta, elevo la produccion de gas natural y de petroleo y tuvo por resultado la reduccion de tales importaciones a cero en 1983. Sin embargo, la produccion de petroleo crudo baj 0 en 14% entre 1981 y 1987, aunque hubo un vuelco en 1988 hacia niveles positivos de produccion, debido en gran medida a un aumento en la produccion de liquidos del petr6leo provenientes de los yacimientos de gas natural. 1.7 El principal problema ha sido el descenso, durante los afios 1983 a 1987, de un 17% en la produccion de petroleo crudo de YPF. la cual representa dos tercios de la produccion total. La causa de esta declinacion fue el agotamiento natural de los yacimientos mas antiguos y el hecho de que se perforaron menos pozos de explotacion durante el periodo 1986-87, en gran medida debido a la falta de fondos para nuevas inversiones, aunque el nUmero total de pozos en produccion activa fue mayor en 1987 (incremento de 18% respecto de 1981). Las tasas medias de produccion por pozo bajaron alrededor de un 27% entre 1981 y 1987. Se precisaran mayores inversiones para mantener la misma produccion de petroleo crudo en el futuro, pues es probable que continue la caida de las tasas de produccion por pozo. De hecho, la produccion y las reservas de petroleo crudo de YPF han sufrido una declinacion constante desde 1981 en virtud de: i) la fal ta de esfuerzos efectivos de exploracion que permitieran descubrimientos de nuevos yacimier.to3 importantes de petroleo capaces de ser explotados; ii) la reduccion del nivel de inversiones en perforacion para la explotacion de yacimientos de petroleo crudo; iii) la carencia de inversiones para la puesta en practica y la formulacion de nuevos proyectos de recuperacion mejorada de petroleo, y iv) la ineficiencia general de las operaciones de produccion. - 3 1.8 En los ultimos ai'ios, YPF se ha visto forzado a reducir sus inversiones planeadas porque el Gobierno, enfrentado a grandes limitaciones fiscales, no autorizo los fondos necesarios para nuevas inversiones en exploracion y produccion de petroleo crudo. Asimismo las politicas del Gobierno restringieron la exploracion del sector privado y las inversione~ de produccion en las zonas productivas de YPF, que en la actualidad estan baj 0 cl:>ntratos de servicios de produccion con companias privadas, con arreglo a la legislacion aprobada en 1976. Por consiguiente, la reduccion de la inversion del sector publico en exploracion y explotacion de hidrocarburos no ha sido compensada por un aumento de la inversion en el sector privado. Esas limitaciones se han acrecentado durante los ultimos anos, porque YPF ha tenido que dedicar partes importantes de sus fondos disponibles para la explotacion de nuevos yacimientos de gas natural a fin de facilitar la distrfbucion de ese recurso a los nuevos sistemas de gasoductos construidos por G(LE, que se amplian rapidamente. Sin embargo, YPF no ha obtenido un adecua.do reembolso de esas inversiones debido a los baj os precios fij ados por el Gobierno para el gas natural en boca de pozo. 1.9 En 1985 se concibio el Plan Houston para atraer la participacion del sector privado. Las primeras tres rondas de licitacion resultaron en el otorgamiento de 36 contratos de los 116 bloques ofrecidos. Se concluyo una cuarta ronda, pero dos tercios de los bloques no encontraron interesados. A finales de 1989 se ofrecio una quinta ronda, que comprendi6 70 zonas. Sin embargo, dentro del formato del Plan Houston, la Argentina e YPF finalmente han podido atraer una amplia participaci6n de empresas internacionales de petroleo en la busqueda de hidrocarburos en el pais por medio de iniciativas de cooperacl.on con companias petroleras privadas nacionales. La caracteristica principal del Plan Houston es la garantia dada de que el pago de lOB servicios se efectuara en petroleo crudo exportable en caso de que YPF no pueda hacer puntualmente los pagos en divisas. Sin embargo, la nueva produccion de hidrocarburos de estas zonas de contratos no puede esperarse antes de 1993 a 1996, debido en parte a las grandes demoras (que frecuE~ntemente se extienden hasta 18 meses) para que el Gobierno apruebe los contratos, los largos periodos de exploraci6n, y los reducidos compromisos de inversion y el plan de trabajo de los contratistas. Asimismo, es probable que los niveles de producci6n del Plan Houston sean modestos. Suministro de gas natural 1.10 Recientemente se hizo evidente que las reservas conocidas de gas natural en la Argentina son alrededor de un 25% menore~ que las estimaciones oficiales. Sin embargo, es muy posible que existan grandes reservas de gas natural aun sin descubrir, que pueden ser explotadas a un costo economico relatLvamente bajo. Como resultado de esta reevaluacion de las reservas de gas natural, es probable que en el futuro haya escasez de gas natural en ciert.as regiones del pais, dependiendo de la disponibilidad de los sistemas de transporte y distribucion. Recientemente no se han descubierto nuevas reserllas de gas natural, principalmente porque el precio en boca de pozo abonado a los productores de gas natural es demasiado baj 0 para ofrecer incentivos suficientes para la exploraci6n y la produccion de gas. El precio neto en boca de pozo pagado a YPF es solamente de US$0,19 por MMBtu, 0 sea menos del 20% del precio del fuel oil internacional equivalente, y el precio - 4 percibido es solamente alrededor de un tercio del costa de produccion real del gas, 10 cual representa para YPF una perdida neta de alrededor de US$800 millones anuales. Los precios que GdE cobra a los consumidores de gas natural no llegan a cubrir sus costos operacionales, ni mucho menos las grandes inversiones en los sistemas de distribucion y de transporte. Demanda de gas y de petroleo 1.11 A medida que desde 1978 YPF ha descubierto y empezado a explotar mayores reservas de gas natural, los patrones de produccion energetica y de consumo han variado, principalmente respecto de ciertos productos refinados del petroleo y de gas natural. Estos cambios empezaron a producirse en Argentina en los ultimos anos de la decada del setenta, pero se hicieron mas notables desde principios hasta mediados del decenio de 1980. La proporcion de gas natural en el consumo final de energia ha aumentado de un 15% en 1970 a aproximadamente 28% en 1982, y hasta casi el 33% en 1988. El gas natural esencialmente ha reemplazado al fuel oil, tanto en la industria en general como en la generacion de electricidad, de tal manera que no es sorprendente que la proporcion de fuel oil en el consumo final de energia haya declinado de casi 30% en 1970 a menos del 8% en 1982, hasta alcanzar solamente el 4% en 1988. Mientras tanto, la participacion de la energia hidroelectrica aumento del 8,5% en 1970 al 12% en 1982, mientras que otros productos del petroleo disminuyeron aproximadamente el 2% durante el mismo periodo, y todos ellos permanecieron basicamente sin cambios en su proporcion del consumo de 1982 a 1988. Las proporciones de la demanda final de energia han evolucionado de 1960 a 1985 como se indica a continuacion: 1960 1970 1985 Productos del petroleo 75% 71% 50% Gas natural n. 15% 2n. Energia electrica 1,5% 2% 12% Combustibles solidos y otros 17% 12% 9% 1.12 Entre 1970 y 1982 el consumo final de energia aumento en Argentina aproximadamente un 2,5% cada ano, pese al aumento constante de los precios en terminos reales durante los ultimos anos de este periodo. Estos aumentos, en comparacion con el crecimiento medio del PBI del 2,4% anual para el mismo periodo, indican que todavia hay margen para incrementar la conservacion de energia en Argentina, dado que el crecimiento del PBI durante 1982-88 ha side casi nulo, pero los niveles de consumo energetico siguieron aumentando. Aunque el consumo final de energia continuo en aumento, no ha tenido el mismo ritmo anterior, dado que los precios al consumidor se han ele"ado a un ritmo mayor que durante 1970-82. Detalles de la demanda de energia se dan tambien en el Capitulo IX y los balances de energia en los Anexos 9.1 a 9.5. Oferta y demanda de energia electrica 1.13 Las plantas de energia electrica instaladas en el pais son de tamano considerable. Se ha estimado que la capacidad de generac10n disponible a fines de 1987 era de 14.300 MW, de los cuales 12.400 MW - 5 corresponden al servicio publico y 1.900 MW a productores autonomos. Las companias de servicio publico de electricidad son empresas nacionales, entidades binacionales y la Comision Nacional de Energia Atomica. Se las describe en la Seccion C. Tambien existen alrededor de 20 empresas provinciales, algunas de las cuales poseen plantas generadoras, mientras que la mayoria de elIas distribuye energia adquirida de las empresas publicas nacionales. Ademas, la Argentina cuenta con un solido sistema de cooperiitivas de electrificacion rural. La generacion total de energia del servicio publico se estima en 46.000 GYh en 1987. La mayor parte de la generacion, alrededor de 42.000 GYh, se realizo en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), que cubre una parte sustancial del pais y se espera que siga ampliando su cobertura para aprovechar las economias de escala de las grandes centrales generadoras de electricidad en construccion. La estimacion de demand a coincidente del SIN para 1987 se estima en 7.660 MW. 1.14 El grado de electrificacion de Argentina es alto en comparacion con otros paises de America Latina. Alrededor del 85% de la poblacion argentina tiene acceso a la electricidad. Casi todos los centros urbanos y cerca del 50% dE! la poblacion rural tienen servicio de electricidad. El consumo de electricidad per capita fue de cerca de 1.450 kYh en 1987 (comparado con 1.400 kYh anuales para Uruguay y 270 kYh para Bolivia). El consumo total del pa.is crecio a una tasa del 8% anual en el periodo 1960-70 y en un 6,1% anual en el periodo 1970-80. Aminoro despues de 1980, como reflejo de las dificiles condiciones economicas, alcanzando el 2,8% en el periodo 1980-84, y disnlinuyo un 2,2% en 1985. El crecimiento del consumo se reinicio, sin embargo, en 1986 y 1987, a una tasa alta (7,4% anual). En 1987 el consumo industrial represento el 48% del consumo total de las empresas de servicios public:os y el consumo residencial y comercial el 40%. La demanda de electl'icidad ha crecido a una tasa mas alta que la economia (entre 1970 y 1987, el consumo per capita crecio 1,6 veces, mientras que el PBI per capita en terminos constantes descendio) y las proyecciones actuales de la demanda preparadas por el sector suponen una tasa alta de crecimiento (el 6,2% anual para 1989-2000), 10 cual, tal como se discute en el Capitulo VIII, parece excesivamente optimista. B. RELACION DEL SECTOR ENERGETICO CON LA MACROECONOMIA Proporcion del sector energetico en el PBI 1.15 La proporcion del PBI correspondiente al. sec tor energe tico ha aumentado de un 5,4% en 1980 a un 6,9% en 1987. La proporci6n del subsector petrolero ha sido relativamente constante, de alrededor del 2% del PBr, mientras que el subsector de gas natural ha aumentado de 0,9% en 1980 a 1,3% en 1987. El subsector electricidad ha aumentado del 2,4% del PBr al 3,4% en 1987. La proporcion correspondiente al subsector del carbon ha sido muy pequena, de alrededor del 0,03% del PBr desde 1980. Las proyecciones para 1988-2000 indican que la proporcion del subsector petrolero probablemente permanecera constante (cerca del 2,3%), Y que las del subsector de gas natural y de electricidad seguiran aumentando al 2,5% del PBr y al 4,4% del PBr, respectivamente, para el ano 2000. Se preve que la del carbon permanecera muy pequena. Estas cifras significan que la proporci6n de energj~a probablemente aumentara del actual 7% del PBr a cerca del 9% para el ano 2')00. - 6 1.16 Las finanzas y las operaciones del sector de energia en la Argentina reciben una fuerte influencia de los factores macroecon6micos y de ciertos acontecimientos econ6micos que afectan a las finanzas publicas. El sistema econ6mico actual que domina al sector energetico se caracteriza por un alto nivel de tributaci6n que grava todas las actividades del sector energetico, diversos grados de distorsi6n en el nivel y en la estructura de los precios de la energia y un sistema inflexible y complejo de fondos de consignaci6n especifica, destinados en gran medida para inversiones determinadas pero principalmente en el subsector de electricidad. Existen tambien muchas distorsiones en la composici6n, la estructura y la coordinaci6n de diversas inversiones en los subsectores energeticos. En particular, la estrategia de inversiones y el marco de politicas que orientan al subsector de hidrocarburos ha desalentado las exportaciones de petr6leo crudo y de productos refinados del petr6leo, 10 cual elimina en forma efectiva cualquier posibilidad de obtener beneficios del sector de energia para solucionar el problema de la balanza de pagos. C. ESTRUCTURA INSTlTUCIONAL EN EL SECTOR ENERGETICO 1.17 Durante los 80 anos y mas que lleva la producci6n de hidrocarburos en Argentina, muchas politicas se han plasmado en forma de leyes, decretos y normas que involucran en forma directa a todos los niveles del Gobierno en todos los aspectos del sector. La superposici6n de responsabilidades de numerosas oficinas del Gobierno ha contribuido a la ineficiencia del sector. Entre los organismos y ministerios comprendidos en la fijaci6n de politicas, la aprobaci6n de presupuestos, la fijaci6n de precios, el nombramiento de personal directivo y la aprobaci6n de contratos se encuentran el Ministerio de Economia (ME), el Ministerio de Obras y Servicios PUblicos (MOSP), la Secretaria de Hacienda (SH) , la Secretaria de Energia (SE) y el Poder Ejecutivo Nacional (PEN). 1.18 Las actividades operacionales dentro de la estructura institucional del sector de hidrocarburos estan dominadas por YPF y por GdE. (Se presentan detalles en el Capitulo II y en el Anexo 1.1.) a) Yacimientos Petroliferos Fiscales (YPF) YPF es una empresa del Estado que cuenta con una estructura empresarial similar a la de una empresa privada, pero el unico accionista es el Gobierno. En la practica YPF controla toda la exploracion y la producci6n de hidrocarburos en la Argentina, con excepci6n de ciertas pequenas y antiguas concesiones petroleras, y tambien controla la mayoria de las actividades de refinaci6n y comercializaci6n. Con exclusi6n de las pequenas concesiones, todas las companias privadas, tanto nacionales como internacionales, que participan en la exploraci6n 0 la producci6n de hidrocarburos, desempenan sus actividades con arreglo a contratos de servicios con YPF. b) Gas del Estado (GdE) GdE fue establecido en 1946 como una empresa estatal para suministrar servicios de distribuci6n de gas natural con caracter de servicio publico. GdE compra el gas natural a YPF en las zonas - 7 de producci6n ubicadas principalmente en la reg~on Noroeste, Neuquen y la regi6n Austral. Se recibe tambien gas importado de Bolivia. GdE separa el gas natural proveniente de las zonas de producci6n petrolera y luego 10 transporta a los centros de consumo donde se distribuye a los usuarios finales. GdE tambien produce y comercializa GPL (propano y butano). 1.19 El sector electrico argentino se caracteriza por una estructura organizacional compleja y fragmentada. Las empresas nacionales tienen a su cargo La generacion, transmisi6n y distribuci6n de la electricidad, asi como la explotacion de recursos hidraulicos binacionales. Existen tambien alrededor de 20 empresas de propiedad de las provincias que se encargan principalmente de la distribuci6n de electricidad. A continuacion se describen las empresas de propiedad del Estado y su funci6n en el sector electt'ico: a) Servicios Electricos del Gran Buenos Aires (SEGBA). tiene a su cargo la generaci6n, la transmision y la distribuci6n de electricidad en el Gran Buenos Aires. b) Agua y Energia Electrica (AyE), tiene a su cargo la generac~on, La transmision y el suministro de electricidad a granel en todo el pais, y tambien distribuye electricidad a unas pocas provincias. Tiene la responsabilidad del desarrollo integrado de cuencas hidrograficas, el riego, el control de inundaciones, el drenaje y la recuperacion de tierras. c) Hidroelectrica Norpatag6nica (HIDRONOR), es responsable del aprovechamiento de los recursos hidraulicos en la region norpatagonica. Ademas, el Gobierno participa en dos entidades binacionales con Uruguay y Paraguay que son, respectivamente: d) Comisi6n Tecnica Mixta del Salto Grande (CTMSG), que tiene a su cargo la planta hidroelectrica de SaIto Grande (1.620 MW), en funcionamiento desde 1980. ,a) Entidad Nacional Yacyreta (EBY) , encargada de la construcci6n y el futuro funcionamiento de la planta hidroelectrica de Yacyreta (2.700 MY), que estara terminada a mediados·del decenio de 1990. f) El Gobierno Federal es tambien propietario de la Comision Nacional de Energia At6mica (CNEA) I que construye y explota centrales nucleares de electricidad, las cuales suministran energia al sistema interconectado del sector. La CNEA esta bajo la autoridad directa del Presidente de la Republica; desde su creacion en 1950 ha sido administrada en forma independiente del sector energetico. Las empresas nacionales de electricidad estan bajo la autoridad del MOSP a traves de la SE. La CTMSG responde directamente al Ministro de Relaciones Exteriores. La CNEA esta baj 0 la autoridad directa del Presidente de la - 8 - Republica y durante los gobiernos anteriores ha tenido la capacidad de influir en la expansion del sector hacia opciones nucleares que no estuvieron suj etas a estudios de optimizacion. No existe una ley ni un organo reglamentario integrales en relacion con la electricidad en la Argentina. La legislacion se encuentra diseminada en divers as leyes y decretos que a veces se superponen y a veces dejan sin registrar importantes aspectos de la industria electrica. La SE tiene responsabilidad global sobre la planificacion y las operaciones a nivel nacional, asi como la recaudacion y la distribucion de los fondos de electricidad. Dado que la SE tiene una debil capacidad tecnica, debe pedir en prestamo personal de SEGBA y de AyE; pero asi y todo, no puede cumplir con su amplia gama de responsabilidades. En la practica el Ministerio de Economia es la autoridad final, dado que el Gobierno estima que las tarifas tienen consecuencias politicas de importancia. Como las provincias argentinas poseen un alto grado de autonomia, el ambito de discusion de las relaciones entre el Gobierno y las empresas publicas provinciales es el Consej 0 Federal de la Electricidad, organo de coordinacion que no puede tomar decisiones. En consecuencia, los gobiernos provinciales tienen independencia absoluta para definir las politicas de explotacion y las tarifas, las cuales pueden no ser congruentes con las politicas y las prioridades nacionales. 1.20 Dado que este marco institucional excesivamente complejo es responsable en parte de las ineficiencias del sector, el Gobierno y el BIRF han acordado un plan de accion para mejorar el marco legal y reglamentario. Como primera medida, que se espera este finalizada en 1989, una comision integrada por profesionales experimentados, expertos en derecho, planificacion, ingenieria, operaciones y finanzas, esta preparando un diagnostico de los problemas que afectan a las operaciones del sector y propondra un conjunto de recomendaciones de como superarlos. En segundo termino, deben ponerse en practica medidas que puedan adoptarse sin legislacion especial del Gobierno, mientras que las medidas que precisen de legislacion especial deben proponerse al Congreso. Se precisa el mejoramiento del marco legal e institucional como base para el respaldo del BIRF a las actividades del sector y se espera que este estrechamente ligado a las operaciones crediticias del Banco. D. FINANZAS DEL SECTOR DE ENERGIA 1.21 El sector publico de energia (YPF, GdE Y las empresas nacionales de electricidad), tuvo en 1987 un total de ingresos provenientes de sus operaciones de US$3. 600 millones. La cifra correspondiente a 1988 se ha estimado en US$4.800 millones. Sin embargo, al aplicarse una multitud de impuestos federales y provinciales a las ventas, a los combustibles, y por concepto de rep3.l "las, el sector tiene una perdida neta consolidada de US$2.S00 millones anuales. La corriente de fondos de 1987 fue de menos de US$900 millones y se espera que sea aproximadamente la misma en 1988. - 9 1.22 Los resultados de 1987 y 1988 se resumen a continuacion: Empresas publicas de YFF GgE e1ectricidad 1987 1988 1987 1988 1987 1988 Valor Estima- Valor Estima- Valor Estima real cion real cion real cion Ingreslls brutos 5.659 6.580 1.087 1.165 1.397 1.596 Gastos de operacion -2.906 -3.248 -730 -910 -1.077 -971 Ingresos de operacion 2.753 3.332 357 255 320 625 Rega1ias e impuestos -2.366 -3.157 -17 -36 -451 -521 Gastos de intereses -988 -944 -173 -176 -292 -270 Depreciacion -1.126 -1. 076 -200 -252 -248 -257 Gastos no relativos a operaciones -4.480 -5.177 -390 -464 -991 -1.048 INGRESOS/PERDIDAS NETOS -1.727 -1. 845 -33 -209 -671 -423 1.23 Gran parte de los ingresos negativos del sector de energia se deben a un sistema irraciona1 de regalias e impuestos, principalmente en el sector de hidrocarburos, los cuales se describen en detalle en el Capitulo II (vease tambien el Anexo 2.1). Distri.bucion de ingresos dentro del sector de energia 1.24 El Cuadro 1.1 indica la distribucion de los ingresos por ventas del sector de energia en 1987 y destaca el gran papel central de YPF en el abastE!cimiento de combustibles y de productos a los sectores publico y privado. Como resultado, muchas de estas materias primas se suministran por debajc) del costo economico. El sector petroquimico pag6 solamente US$127 ml110nes por materias prlmas (gas natural y 1iquidos), que finalmente generaron US$1.500 millones que obtuvo GdE como ingresos por ventas brutas. En 1987, GdE pago solamente US$327 millones por gas natural, suma que genero US$903 millones de los US$l.OOO millones que obtuvo 'GdE como ingresos por ventas brutas durante ese ano. Las ventas de gas natural y petroleo crudo del SE~ctor petrolero privado a YPF. en terminos de ingresos del sector, son relativamente pequeiias comparadas con las ventas de YPF, Y se venden directamente a YPF. Ademas de las ventas de combustibles y materias primas a otros sectores publlcos y privados, hay grandes transferencias financieras de YFF al sector electrico y al Gobierno. Por consiguiente, cualquier Intenr.:o de mej orar seriamente la eficiencia del sector energetico debe encariir la reforma del sistema de fij acion de precios, de subsidios. de venta de materias primas a bajo precio y de transferencias financieras por medio de impuestos y fondos con destino especifico, que transfieren recursos de YPF a las numerosas entidades de los sectores publico y privado. - 10 SECTOR DE ENERGIA Cuadro 1.1: DISTRIBUCION DE INGRESOS POR VENTAS · 1987 (millones de USS) Cfas Gas Refinerfas petro del C~nfas Contratistas Plantas Gobierno Gobiernos ~ erivadas 9Y!!!!...... Estado de electro Ptr6l. crudo de alcohol federal I2rovinciales TOTAL Ventas (fuera del sector) 5.659 2.157 1.515 1.087 1.397 11.815 Ventas a petroqufmicas 177 ·127 55 -105 0 Ventas a refinerfas privadas 553 -553 0 Ventas intersectoriales 560 42 -602 0 Ventas de Gas a GdE 320 -320 0 Ventas de petr6leo a compaiifas electricas 240 362 -602 0 Transferencias de fondos intersectoriales -307 -86 -n 465 0 Impuestos -2.089 -1.139 -17 -316 3.561 0 Regal ias -277 -20 297 0 Petr6leo crudo de Contratistas -664 664 0 Compras de alcohol -43 -27 70 0 4.129 352 1.388 1.137 322 664 70 3.456 297 11.815 E. PARTICIPACION ANTERIOR DEL BANCO MUNDIAL 1.25 Participacion en el sector electrico. Desde 1962, el BIRF ha otorgado ocho prestamos para el sector electrico argentino: i) cinco a SEGBA, para ayudar en la financiacion de las plantas termicas de generacion alimentadas con petroleo, y para la expansion de los sistemas de distribucion, subtransmision y transmision; ii) uno a HIDRONOR para la construccion de la Planta Hidroelectrica del Chocon, de 1.200 MW, Y iii) dos al Gobierno Federal, el primero en 1979 para ayudar a financiar el Proyecto Hidroelectrico de Yacyreta y el segundo en 1987 para el Proyecto de Ingenieria Electrica, que se espera suministre la base para mejorar la eficiencia y la economia de las ampliaciones de distribucion en todo el pais. Los informes de evaluacion ex post de los proyectos han llegado a la conclusion de que, si bien los obj etivos fisicos de los cinco primeros proyectos se cumplieron en buena medida, ello no ocurrio con los objetivos financieros. El ultimo de esos informes, sobre el. IV Proyecto de SEGBA (Prestamo l330-AR, aprobado en septiembre de 1976 y terminado en junio de 1985), indica que el proyecto tuvo exito en alcanzar sus objetivos fisicos y tecnicos, de proporcionar instalaciones para cubrir la creciente demanda de electricidad en el Gran Buenos Aires: tambien SEGBA llevo a feliz termino la mej ora de su eficiencia global durante el periodo de la ej ecucion del proyecto. Sin embargo, debido a que la demanda fue menor que la esperada y a la deficiente situacion financiera de SEGBA, el proyecto sufrio una demora en su terminacion de cuatro anos y medio y un aumento del 40% en los costos totales. Aun mas, al no disponer el Gobierno aumentos adecuados de tarifas, impidio que SEGBA cumpliera con sus compromisos financieros, con excepcion de un corto periodo, 10 cual contribuyo a su debil desempeno financiero. - 11 1.26 La ejecuci6n inicial del proyecto de Yacyreta sufri6 importantes problemas de puesta en marcha (parr. 3.01), mientras que el Proyecto de Ingenieria Electrica (Prestamo 2751-AR) avanza en forma satisfactoria. En junio de 1988 se firm6 un prestamo de US$276 millones para SEGBA, con el obj eto de ayudar al financiamiento de su programa de ampliaci6n de la distribuci6n y transmision, mejorar su desempeno operacional y reducir las perdidas. 1.27 Participacion en el sector de petroleo y gas natural. Durante los ultimos ai'ios el Banco ha respaldado y se ha interesado en el sector de energia argentino por medio de varios prestamos. En el decenio de 1980 las actividades se han llevado a cabo dentro de un medio complejo de cambiantes precios internacionales del petroleo, estimaciones inciertas de reservas de gas natural y de petr6leo, informaciones incompletas y cambios en el personal clave del sector energetico argentino. Los prestamos para este sector pueden resumirse asi: i) un prestamo para trabajos de ingenieria de US$27,5 millor.es dedicados a realizar estudios sismicos y otros estudios de los recursos de hidrocarburos; ii) un prestamo para mayor conversion en las refinerias de US$300 millones en 1981, destinado a la conversion de la produccion de fuel-oil de poco valor a productos de mayor valor. Cuando los prestamos que seesperaban de fuentes comerciales extranjeras no se materializaron, se complemento este prestamo con otro de US$116 millones en 1986; iii) una linea de credito, otorgada por medio del Banco Nacional de Desarrollo, de US$lOO millones para respaldar al sector privado argentino en su esfuerzo por aumentar las actividades de exploracion y produccion en el pais, y iv) un prestamo para asistencia tecnica y utilizaci6n de gas natural por US$180 millones a fin de suministrar asistencia en la construcci6n de la infratlstructura necesaria para permitir un uso creciente del gas natural. 1.28 A traves de este ultimo prestamo (Prestamo 2592-AR), se pondran en marcha una serie de proyectos para la conservaci6n y el trans porte de gas naturnl. para la recuperacion mejorada de petroleo en yacimientos antiguos, y para la aplicacion de tecnologia de automatizacion a fin de mej orar la eficiencia en las operaciones de produccion. El BIRF tambien presta asistlmcia por medio de ese prestamo en la elaboracion de un plan maestro para :La reestructuraci6n y la mejora global de la eficiencia empresarial de YPF. - 12 CAPITULO II EL SECTOR DE ENERGIA Y LA ECONOMIA 2.1 En este capitulo se analizan los vincu10s entre e1 sector de energia y 1a macroeconomia en 10 relacionado con: i) las finanzas publicas; ii) e1 nive1 y la composicion de las inversiones en el sector comparados con 1a inversion publica global, y iii) los efectos de las politicas y las reg1amentaciones del Gobierno. Se pone e1 enfasis en las politicas y las reg1amentaciones de a1cance mas amp1io no re1acionadas con los precios. (Veanse, en los Capitu10s III y IV, ana1isis de las po1iticas impositivas y de precios del sector.). A. EL SECTOR DE ENERGIA Y LAS FINANZAS PUBLICAS 2.2 La proporcion de los ingresos fisca1es proveniente de los diversos impuestos recaudados y abonados por las empresas estata1es de energia ha aumentado en forma considerable en los ultimos afios (Cuadro 2.1), Entre 1970 y 1980 esta proporcion estuvo entre e1 8% y e1 14% y siguio aumentando constantemente hasta llegar al 21% en 1984; disminuyo 1igeramente en 1985 y 1986, Y volvio a aumentar en 1987 a una tasa estimada en 19,1%. En 1988 se registro un brusco aumento debido a 1a introduccion de nuevos impuestos destinados especificamente a los fondos de jubi1aciones y a las provincias menos desarro1ladas. Una proporcion tan alta no es usual en un pais que no exporta energia. 2.3 Tres factores basicos exp1ican esta tendencia: i) 1a necesidad de contro1ar e1 deficit conso1idado del sector publico; ii) e1 deterioro de los impuestos basicos del pais (e1 impuesto a1 valor agregado [IVA] Y los impuestos directos), y iii) 1a tendencia administrativa y po1itica a imponer gravamenes en el sector energetico mas que en otros sectores. 2.4 E1 deficit consolidado del sector publico aumento hasta un 15,27 del PBI en 1983, disminuyo luego en 1985 y 1986 Y vo1vio a aumentar en 1987 a un 9,9% del PBI (inc1uyendo una porcion estimada en a1rededor del 2,5% del 11amado deficit "cuasifiscal" del Banco Central). Las estimaciones indican que en 1988 vo1vi6 a disminuir a1 7,6%, inc1uyendo ell, 6% del deficit "cuasifisca1". 2.5 La recaudacion total de impuestos el1 Argentina aumento constantemente hasta 1980, cuando alcanzo a un 20% del PBI, para disminuir a1 15,8% en 1984, y recuperarse en 1985 y 1986 a un 19,9%. Por consiguiente, los aumentos en los impuestos del sector de energia en e1 decenio de 1980, como porcentaje del PBI, se han compensado con reducciones en la recaudacion de otras contribuciones (tales como los impuestos directos y e1 IVA), Los impuestos sobre 1a renta representaron el 2,1% del PBI en 1970. Esta cifra disminuyo a1 0,55% en 1984 pero aument6 al 1,52% en 1987. Por otro lado, el ingreso proveniente del IVA aument6 al 5,8% del PBI en 1981, disminuyo al 2,93% en 1984 y se recupero ligeramente en los afios posteriores (3,39% en 1987) . 2.6 Existen tres razones basicas para estas tendencias. Primero, cuando hay una aceleraci6n de la inflaci6n, hay una disminuci6n en la proporcion de los impuestos directos e indirectos, especialmente en el impuesto sobre la renta (el llamado efecto Olivera~Tanzi). Segundo, no han aumentado los esfuerzos de recaudaci6n del impuesto sobre la renta y las recaudaciones del IVA se han visto afectadas por variaciones en las tasas basica:s y exenciones especificas. Tercero, la Ley de Promoci6n Industrial concedL6 grandes exenciones durante largos periodos a las nuevas inversiones en las provincias menos desarrolladas, y en consecuencia ella represent6 una erosi6':l progresiva de la base impositiva y de las recaudaciones. 2.7 El crecimiento de los impuestos en el sector energetico ha producido las siguientes consecuencias: a) Cuando los impuestos se han agregado a los "precios comerciales" (es decir, al costo de oportunidad), han ocasionado distorsiones considerables en los precios relativos de los productos energeticos. b) Cuando los impuestos no han sido agregados al costa de oportunidad (como en el caso del gas natural, el GPL, los precios de la electricidad y ocasionalmente de otros productos), las finanzas de las empresas del sector se han visto gravemente afectadas. En cierta medida esto ha influido en la capacidad de inversi6n de estas empresas. Sobre todo, condujo al Gobierno argentino a aumentar sus transferencias 0 compensaciones al sector de energia de una manera tal que el efecto neto sobre las finanzas publicas ha sido reducido y, en ocasiones, incluso negativo. c) El sistema de transferencias cruzadas entre las empresas del sector de energia, otras empresas del sector publico y el Tesoro se ha vueIto excesivamente complejo y se caracteriza por una gran variedad de destinaciones especificas de recursos, incluidas las transferencias de ingresos a empresas del mismo sector, por medio de los llamados "fondos de energia". Esta situacion ocasiona una inflexibilidad considerable en la asignacion de los recursos publicos e impide la buena planificaci6n financiera y la ejecuci6n correcta de las prioridades de inversi6n por las empresas de energia y por el Gobierno. d) La tendencia a aumentar los impuestos a la energia ha entrado a veces en conflicto con las politicas antiinflacionarias. Durante el primer semestre de 1988, la imposicion de nuevos y elevados impuestos a la energia envio una senal err6nea que condujo a un aumento de los ajustes mensuales de precios y salarios en una gran parte de la economia argentina. Por otro lado, cuando el Gobierno intento reducir la inflacion utilizando un mecanismo de politica antiinflacionaria, tal como reducir 0 congelar los ajustes mensuales de precios de la energia (como ocurrio en el caso del Plan Primavera), los precios baj aron en terminos reales, reduciendo por ende los impuestos efectivos recaudados por el Gobierno. Ello tuvo por resultado transferencias y compensaciones mas elevadas a las empresas del sector y, coincidentemente, deficit mas elevados del sector publico. DESGLOSE DE LOS IMPUESTOS TOTALES (% DEL PSI) 1]5 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 !,66 12,88 16,41 17,41 17,70 20,02 18,14 17,49 18,31 15,79 18,73 19,88 .,88 1,07 1,86 1,80 1,19 1,58 1,71 1,56 1,41 0,83 1,15 1,43 1,83 1,02 1,75 1,71 1,11 1,48 1,59 1,49 1,17 0,55 0,91 1,24 .,56 4,32 4,00 4,62 5,94 6,69 3,40 3,20 3,43 3,58 5,06 5,22 1,32 0,53 1,13 1,21 1,13 1,25 1,15 1,49 1,36 1,07 1,26 1,70 .,92 4,42 6,68 7,91 7,69 8,37 9,94 9,48 8,86 7,77 8,01 8,78 :,01 2,59 3,31 3,37 3,59 4,29 5,38 4,72 3,94 2,93 3,11 3,45 ,83 0,84 1,55 2,39 1,75 1,68 2,44 2,67 3,08 3,34 3,19 3,28 ,63 0,70 1,21 1,89 1,35 1,23 1,99 2,27 2,59 3,01 2,69 2,87 1,04 0,06 0,17 0,25 0,23 0,24 0,23 0,18 0,17 0,08 0,20 0,24 1,00 0,00 0,04 0,05 0,04 0,04 0,04 0,04 0,06 0,05 0,09 0,08 1,16 0,08 0,13 0,20 0,13 0,17 0,18 0,18 0,26 0,20 0,21 0,09 ,77 2,52 2,10 1,66 1,75 2,13 1,93 1,75 2,94 2,66 3,21 2,75 1,21 0,01 0,65 0,21 0,01 0,01 0,01 0,01 0,31 0,27 0,06 0,00 ,45 6,52 9,45 13,73 9,89 8,39 13,45 15,27 16,82 21,15 17,03 16,50 - 15 - Iransferencias entre e1 sector de energia y e1 resto del sector publico 2.8 Un ana.1isis de las transferencias financieras de las empresas del sector de energia (sobre 1a base de informaciones de 1a Secretaria de Energia) con respecto a las del sector publico consolidado (preparadas por la Sec't'etaria de Hacienda) indica que, entre 1980 y 1988, YPF ha tenido superavit proveniente de operaciones que, con excepci6n de 1982 y de 1985, fueron superiores a los gastos por concepto de inversiones; sin embargo, las transferencias rea1izadas por YPF a otras entidades pub1icas fueron mayores que las transferencias recibidas (excepto en 1983). En e1 Cuadro 2.2 aparecen las transferencias financieras de 1987 y 1988. En 1987 y 1988 GdE tuvo s;lperavit proveniente de operaciones, aunque menor que sus gastos de inversL6n. Sin embargo, GdE tuvo deficit de operaciones entre 1981 y 1986. Durante este periodo los deficit financieros se compensaban principalmente con las transferencias netas recibidas de otras entidades del sector publico, y tambien con el aumento en el endeudamiento neto. Las empresas de energia e1ectrica estatales tuvieron deficit de operaci6n durante 1a mayor parte del period.;) 1982-88. Hasta 1982, la fuente principal de financiaci6n fue e1 aument':l en el endeudamiento. Desde 1983, los deficit se financiaron principalmente mediante transferencias netas recibidas del resto del sector publico, gran parte de elIas en forma directa 0 indirecta del sector petroli!ro. 2.9 En su totalidad, e1 sector de energia registr6 deficit de operaciones entre 1982 y 1985, pero superavit antes y despues. Durante los anos de deficit (excepto en 1985), el deficit era una pequena porci6n de 1a deuda t::onso1idada del sector publico (entre el 3,9% Y el 5,1%), mientras que durante los anos de superavit, este contribuia en forma significativa a reducir el deficit consolidado del sector publico. Las transferencias recibidas por e1 sector de energia durante tales periodos variaron entre e1 5,6% y el 23,7% de las transferencias totales entre las empresas del sector publico. La proporci6n de inversiones del sector se ha incrementado, especialmente durante los ultimos dos anos; sin embargo, esto se debe principa1mente a un gran descenso en otras inversiones del sector publico. Entre 1980 y 1986 (con excepci6n de 1984) e1 sector absorbi6 porcentajes consic.erables de la deuda neta del sector publico, especialmente durante 1985-S6. En los u1timos dos anos su deuda neta fue negativa. 2.10 En e1 Cuadro 2.2 aparece el resultado de una contabilidad mucho mas comp1eta de los impuestos y de las transferencias desde y hacia el sector de energ1.a. En el subsector de energia e1ectrica, 1a recaudacion de impuestos y rega1ias en 1987 fue menor que 1a mitad de las transferencias y compensaciones recibidas, pero el sector de energia en su totalidad recaudo y pagel US$3. 266 millones en impuestos y regalias, y recibi6 a1rededor de US$2.633 millones en transferencias y compensaciones. Una parte importante de los impuestos y rega1ias fue recibida por entidades publicas especificas (por E~j emp10 las provincias y los sectores electrico y de obras publicas). El apoyo dado a las finanzas gubernamentales con los recursos provenientes de los impuestos en el sector de energia no ha producido el resultado deseado. El proceso ha conducido a una innecesaria complej idad - 16 administrativa e introducido gran incertidumbre en 10 re1ativo a la administracion de las finanzas pub1icas por parte de las empresas del sector energetico y del Gobierno. Indudab1emente 1a situacion ha tenido efectos negativos en e1 potencial de inversion global del sector, asi como en la administracion macroeconomica. 2.11 En 1988 hubo un aumento en las transferencias del sector de energia al sector publico, principa1mente como resu1tado de un nuevo impuesto sobre los productos del petro1eo, con destino especifico para las cajas de jubi1aciones y para las provincias menos desarro11adas. Cuadro 2.2. TRANSFERENClAS TOTALES ENTRE EL SECTOR DE ENERGlA Y OTROS SECTORES PUBLlCOS (Mi11ones de US$) 1987 1988 lMPUESTOS COMPENSA- VALOR lMPUESTOS COMPENSA- VALOR Y REGALIAS ClONES NETO Y REGALlAS ClONES YPF 2.805,00 1. 350,00* 1.455,00 3.608,00 977 ,00* 2.631,00 Gas del Estado 17,00 227,00 -240,62 36,00 127,3 93,13 (Fondos de energia) 30,62 1,83 Sector e1ectrico 443,50 758,99 -518,35 407,00 587,7 -351,66 (Fondos de energia) 202,86 170,97 YCF 0,84 52,81 -62,71 0,61 20,47 -39,15 (Fondos de energia) 10,74 19,28 TOTAL 3.266,34 2.633,02 -633,32 4.051,61 1.904,55 2.147,06 Tipo de cambio medio en 1987: A 2.2535 por US$ Tipo de cambio medio en 1988: A 12,33 por US$ 1987 1988 * Por exceso de rega1ias 439 451 Por pagos de deuda externa 911 526 - 17 El sistema de ingresos fiscales con afectaci6n especifica hasta mediados de 1989 2.12 Muchos de los impuestos a la energia tienen afectaciones especificas. Las regalias estan asignadas a las provincias y el impuesto sobre el crudo refinado esta destinado al Fondo/Choc6n-Cerros Colorados (FCCC) y al Fondo Nacional de Grandes Obras Electricas (FNGOE) (Grafico 2.1). Los fondos condestino especifico a suvez se asignan en diversas proporciones a las empresas del sector electrico. Alrededor del 35% de los impuestos recaudados por el Fondo de Combustibles se asignan al Fondo Nacional de Energta, y los recursos de este fondo se asignan en diversas proporciones a otros fondos y empresas en el sector electrico, a GdE y a YCF. El 65% restaIlte se asigna a otros dos fondos viales que a su vez se asignan a carre teras nacionales y provinciales. Los impuestos recaudados por el FONIT tambiEin se asignan en diferentes proporciones a carreteras nacionales y provinciales. El nuevo impuesto sobre los productos del petr61eo (1988) se asigna en proporciones fijas a los fondos de jubilaciones y a las provincias menos desarrolladas. El Tesoro recibe solamente el IVA y los ingresos netos obten::,dos de la diferencia entre el precio al consumidor (sin el IVA) y los precios en refineria menos los impuestos asignados al Fondo de Combustibles y al FONIT. Estos ingresos netos se ven afectados por una serie de subsidios compensatorios otorgados por YPF a las provincias, a los productores privados de petr61eo, a las indus trias petroquimicas, asi como al pago de la mayor parte de los intereses sobre la deuda externa de YPF. De esta manera, los ingresos netos finales recibidos por el Tesoro son negligibles e impredecibles. El sistema de fondos de destinaci6n especifica desde mediados hasta finales de 19:39 2.13 En virtud del Decreto de Emergencia de julio de 1989, se declar6 que es intenci6n del Poder Ejecutivo Nacional poner un limite a las contribuciones del Tesoro Nacional para el suministro de subsidios 0 fondos en e1:ectivo a las empresas publicas al final de octubre de 1989. Se establecio ademas temporalmente un fonda unico que seria administrado por el Ministerio de Obras y Servicios PUb1icos (en un 50X durante 180 dias y en 80% hasta el 31 de diciembre de 1990). Este fonda (mico recibe todos los ingresos procedentes de los impuestos y sobretasas al consumo (que van al FONIT, al FNE, al FC, al FNEE, al FCCC y al FNGOE). Durante los 180 dias siguientes a la fecha del Decreto de Emergencia, tales recursos se dividen entre un 50% para el Tesoro Nacional y un 50% que se asigna en forma no especificada para diversos usos. Estas medidas, encaminadas a dar flexibilidad a la administraci6n de los recursos durante el periodo de emergencia, no habrian de interferir con el progreso de los proyectos en ejecucion para la ampliacion del sistema electrico del pais. Grafico 2.1 IMPUESTOS. FONDOS Y ASIGNACION DE RECURSOS Otros 1 Gasolina 10%) Gas oil . 6%) 2%) I FONIT 1 100% ( Carre ten. I 65% naclonales y provlnclales I I lmpuestos a derlvados dell Gasolina 50 1 %1 ~ 25% ( YCF petr61eo Gas 011 300.4 35" I 1 % GdE Otros 10% FC 0 FNE 10 Remanentes Empresa naclonal de· Imp~esto sobre e1 gas 100% electrlcldad (10%) ..;;..~(-------- FNEE (113) .... CD Impuesto a1 petro1eo crudo ( ( 500/0 refinado FCCC HIORONOR (10%) (113) Sobretasas 500/0 a 1a 100% FNGOE electrlcidad ~ (15%) (113) 1100% ~ Empresas IVA (15%) FEOEI provlnclales de energia rondo., Impuestos jubihcionea. naclona1es provinci ·· menD. d··arrolladaa Cllk'wt6321 · 19 - Deuda externa del sector de energia 2.14 La deuda externa del sector de energ!a al 31 de diciembre de 1987 y al 31 de diciembre de 1988 era de US$14.600 millones y US$13.500 millones, respectivamente. Esto representaba el 25% de la deuda externa total de Argentina, de US$58.300 millones en 1987, y el 23% de la deuda externa total de US$58.700 millones al final de 1988. El desglose de esta deuda externa se indica a continuacion: Cuadro 2.3: ENDEUDAMIENTO EN EL SECTOR DE ENERGIA (Millones de US$) Empresas federales ~ GdE de electricidad EBY Total 1987 6.909 2.296 4.188 1.206 14.599 (del cual la parte actual) 1.474 370 475 72 2.391 1988 5.713 2.250 4.058 1.505 13.526 (del cual la parte actual) 856 216 178 54 1.304 (En el Anexo 2.2 se dan proyecciones de la deuda externa del sector de energfa en el periodo 1989-95.) B. EVOLUCION DE lAS INVERSIONES EN EL SECTOR DE ENERGIA 2.15 Un resumen de la evolucion de los gastos y de la inversion publica consolidada, asi como de las inversiones en el sector energetico (detalles en e1 Anexo 2.1) indica que la inversion en el sector ha aumentado ligerclmente como proporcion de la inversion publica nacional y consolidada durante los ultimos 20 anos, al aumentar del 2.22% del PBI (promedio de 1967-70) al 3,46% (promedio de 1975-80) y luego descender al 2,53% en 1987. Esto fue el resultado de un aumento de las inversiones en este sector a una tasa media anual real del 2,7%. mientras que la inversion publica aumento en un 1,8% y la inversion publica consolidada se elev6 en un 0,5%. Sin embargo, durante los periodos de rapida expansion, las inversiones en e1 sectol~ de energia no aumentaron mas que las de otros sectores publicos. Asi pues, no parece ser que las inversiones en el sector energetico hayan desplazado a otras inversiones. 2.16 Las inversiones en el sector de energia han sido algo mas estables que otras inversiones privadas 0 publicas en los periodos de crisis. Esto se debe a que muchos proyectos de inversion tienen largos periodos de gesta(:ion. a los fondos con destino especifico (particularmente en el sector electrico). y a que el sector tiene acceso al credito bilateral y multilateral. - 20 2.17 Dentro del sector de energia la proporc10n de inversiones en el subsector electrico ha tenido una tendencia a aumentar, por comparacion con las inversiones en el subsector hidrocarburos (como se indica en el Cuadro 2.4). Ello se debe en parte a que las inversiones en la exploracion y produccion de hidrocarburos son de corto plazo y flexibles, de manera que pueden ser recortadas mas facilmente en epocas de crisis presupuestaria, asi como a la existencia de grandes transferencias con destine especifico del sector petrolero al sector electrico. sin que existan transferencias de sentido inverso, ya que no hay fondos con afectaci6n especifica para el sector petrolero. 2.18 La creciente proporc10n de inversiones en energia electrica es el resultado de un aumento en las inversiones de la CNEA y en grandes proyectos hidroelectricos. Muchas de las grandes inversiones en proyectos nucleares e hidroelectricos han sufrido demoras considerables en la etapa de construccion, 10 que ha reducido la productividad de estas inversiones en la economia. Esta tendencia sugiere una asignacion ineficiente de recursos en el sector, la cual debe ser cuidadosamente evaluada. La composicion del programa de inversiones en el sector energetico ha variado con el tiempo, 10 que reduce efectivamente la proporcion de inversiones para la produccion de petroleo (privando al pais de importantes exportaciones de petroleo), y por tanto ha reducido la contribucion positiva potencial del sector petrolero durante el reciente periodo de altos precios del petroleo. El efecto neto ha side reducir las inversiones productivas del subsector hidrocarburos y trasladar los recursos a la CNEA y a los grandes e inflexibles proyectos hidroelectricos, que historicamente tienen menor productividad economica. Esto significa que, desde un punto de vista macroeconomico, es importante reducir los subsidios y las transferencias no remunerativas a los sectores de menor productividad, usando en su lugar ajustes de tarifas, los que hacen que tales subsectores sean financieramente autosuficientes. Tambien implica la necesidad de trasladar recursos hacia los sectores productivos que tienen potencial para exportar, tales como los del petroleo y el gas natural. 2.19 Para los recursos naturales agotables, como el gas natural y el petroleo, la produccion y el consumo de estos recursos no renovables se han considerado como ingresos para la economia, cuando de hecho el pais esta consumiendo su capital. La estrategia de inversion y de produccion en el pasado ha agotado este "capital" no renovable de recursos de petroleo y gas natural debido a la inversion insuficiente en exploracion para reponer esta valiosa existencia de recursos naturales. C. EFECTOS DE LAS POLITICAS Y REGLAMENTACIONES GUBERNAMENTALES SOBRE LAS EMPRESAS DEL SECTOR DE ENERGIA 2.20 El exceso de reglamentaciones y las politicas del Gobierno en el pasado han tenido efectos negativos sobre las empresas del sector. Esto se debe a las politicas de fijacion de precios y de impuestos (que se describen en detalle en el Capitulo III), asi como a otras politicas y reglamentaciones que abarcan diversos sectores y empresas del Estado, tal como se describen a continuacion. - 21 - Cuadro 2.4: COMPOSIClPN DE LAS INVERSIONES EN EL SECTOR DE ENERGIA 1967 1967/70 1970/75 1975/80 1980/86 1986 YPF 49,9 43,4 41,8 38,9 4,6 45,9 GdE 23,1 13,8 12,2 7,6 7,1 9,6 Total de hidrocarburos 73% 57,2% 54,0 46,S 51,7 55,5 CNEA 1,2 3,4 2,3 10,3 16,0 18,3 Sector e1ectrico Ll 23,7 38,1 41,4 41,2 30,6 31,11 Sector e1ectrico y CNEA 24,8 41,S 43,7 51,S 46,6 49,4 Otros a 2,1 1,3 2,3 2,0 1,7 n.d. 1/ Na.ciona1 y binaciona1. 2J YCF, sector de energia, otros. Supen:,osicion de responsabilidades 2.21 La superposicion de responsabi1idades en los diversos organismos del Gobierno ha contribuido a 1a ineficiencia dentro de los sectores petro1ero y del gas natural. Este comp1ej 0 sistema de control y regu1acion funciona de la siguiE!nte manera: i) e1 Poder Ejecutivo Naciona1 (PEN) designa a1 personal de alto nive1 y aprueba todos los contratos con las companias privadas para la exp10raci6n, produccion, refinacion y/o venta de hidrocarburos; ii) e1 Ministerio de Economia (ME) participa en 1a fij acion de precios para todos los hidrocarburos y est.a.b1ece los presupuestos anuales de gastos para las empresas estata1es; iii) 1a Secretaria de Hacienda (SH) fija todos los impuestos y los pagos provincia1es de rega1ias; iv) e1 Ministerio de Obras y Servicios PUblicos (MOSP) aprueba la mayoria de los contratos, presupuestos, cambios de personal clave y numer()sas reglamentaciones menores que afectan a YPF y a GdE; v) la Secretaria de En,~rgia (SE) fija los precios finales de todos 1Qs productos principa1es, incluyendo el petroleo crudo y el gas natural, y determina los margenes de refinElria, los margenes de comercializacion, y las cantidades, tipos y destino de todo el petr61eo crudo dentro del pais (es decir, que refinerias deben procesar cada tipo de crudo). Efectos de las po1iticas y reglamentaciones sobre YPF 2.22 YPF, de propiedad del Estado, es una empresa integrada que exp10ra y produee petr61eo crudo y gas natural, transporta y refina el petr6leo crudo, y vende el petr61eo crudo,e1 gas natural y los productos refinados tanto a los usuarios finales como a otras organizaciones de comercializacion para satisfacer - 22 necesidades interhas. A YFF Y a sus contratistas corresponde mas del 97% de la producci6n total ~rgentina de petr6leo, de la cual YFF produce unos 47.300 m 3 diarios y sus corttratistas alrededor de 22.700 m 3 . Del total del gas natural producido (unos 54 Mm3 diarios), YPF produce el 80% y sus contratistas el resto. YFF controla enormes recursos y ocupa una posici6n de gran importancia en la economia argentina; sin embargo, su contribucion real a la economia esta limitada por: i) los precios distorsionados que con frecuencia son menores a los costos reales de producci6n del petroleo crudo, del gas natural y de los productos refinados; ii) un sistema de regalias en el cual el Gobierno exige que YPF pague a las provincias alrededor del 24% de sus ingresos por petroleo crudo y cerca del 75% de sus ingresos por gas natural para satisfacer una regalia del 12%; iii) un sistema de impuestos multiples al consumo que aumenta los costos y disminuye los incentivos a la rentabilidad, por ejemplo el IVA del 15% sobre todas las compras de bienes y servicios (que no puede ser recuperado de las ventas finales de la mayoria de los productos refinados), mas un impuesto del 10% sobre el valor de todo el petr6leo crudo procesado en las refinerias nacionales, que elimina en forma efectiva cualquier posibilidad de competir en el mercado de exportaci6n de productos; iv) practicas de fij acion de precios mediante contratos cuyo resultado es que YPF paga a los contratistas mas por los servicios de produccion de petr6leo crudo que el precio al que el mismo petr6leo crudo puede ser revendido en los mercados interno 0 de exportaci6n; v) reglamentaciones que exigen que YPF venda una parte importante de su petr6leo crudo (cerca del 40%) a refinerias de la competencia a un precio que es menor que el costa real de producci6n del mismo petr6leo crudo por YPF; vi) obligaciones de comprar bienes y servicios producidos o suministrados en el pais, aunque sean de baja calidad 0 considerablemente mas caros que los importados (como consecuencia de la ley Compre Argentino); viii) grandes restricciones a las importaciones y exportaciones de petr6leo crudo y de productos del petr6leo, y otras limitaciones similares, incluidos los subsidios a otras entidades. Entre julio y diciembre de 1989 se hicieron esfuerzos para reducir el nivel de estos subsidios y transferencias, tales como la reducci6n temporal de las restricciones del Compre Argentino, y la modificaci6n a fin de limitar los pagos de regalias al 12% del precio internacional. Sin embargo, todavia no se ha puesto en practica la plena desreglamentaci6n de precios, nl los cambios en los impuestos para que las operaciones de YPF esten en un plano comercial. 2.23 YPF no goza de autonomia en la toma de decisiones, ni de libertad de aCC10n para planificar su propio programa futuro de inversiones y operaciones. La mayoria de las decisiones fundamentales que afectan a las operaciones productivas y econ6micas de YFF no las discuten ni deciden sus administradores, sino numerosos organismos del Gobierno. Estas complejas condiciones operativas no permiten que YPF funcione como una organizacion normal con fines de lucro, y dan como resultado un desempefto financiero deficiente. Para que YPF alcance un desempefto aceptable, es necesario que el Gobierno de plena aplicacion a medidas para eliminar las regulaciones a los precios del petr6leo crudo, del gas natural y de los productos ref':"n~dos, y al mismo tiempo establezca un ambiente que permita a YFF funcionar con autonomia de decisiones en el interes de aumentar las utilidades y mejorar su administraci6n. - 23 - Efectos de las ooliticas y reslamentaciones sobre GdE 2.24 GdE, en su caracter de entidad paraestatal, funciona con numerosas limitaciones impuestas por las politicas del Gobierno y otras regulaciones propias del subsector del gas natural. Ella recibe el gas natural de las zonas de prclduccion de YPF, 10 procesa y transporta a los centros de consumo, Y esencialmente distribuye todo el gas natural y el GPL que se producen en la Argentina. El gas natural tambien se importa de Bolivia en virtud de un contrato que e:Kpira en 1992. GdE emplea unas 9.600 personas, distribuidas entre 117 filiales ubicadas en todo el pais. 2.25 GdE esta en condiciones de desempeftar un papel principal en 1a conti'C.ua ampliacion futura de la utilizacion del gas natural en el sector de energia, y tiene e1 potencial para generar sustanciales ingresos adicionales para E!l Gobierno, a condicion de que se levanten los controles a los precios del gas natural, del GPL y de otros combustibles. Tambien debe otorgarse a GdE autoncmia en la adopcion de decisiones y autoridad en 10 re1ativo a su admini.stracion para que funcione como empresa comercia1, vale decir, con fines de luero. Efectcs de las ooliticas y res1amentaciones en e1 sector electrico 2.26 Las politicas y reglamentaciones actua1es no fomentan el desarrollo eficiE!nte del sector de energia electrica por varias razones: i) porque 1imi tan la aul:onomia de las empresas de electricidad y aumentan su dependencia del respaldo financiero del Gobierno; 11) porque se dej a muy poco espacio para la partic:ipacion del sector privado en las empresas de e1ectricidad; iii) porque no hay reglas claras para 1a fijacion de precios de la electricidad y es frecuente la interferencia de la politica en 1a fij acion de tarifas, y iv) porque las empresas de servicios pllblicos estan obligadas a seguir reglas propias de estos servicios y estan sometidas a limitaciones en la contratacion de personal y en las adquisiciones de bienes y servicios. Efect()s del Comore Arsentino 2.27 El Compre Argentino ocasiona mayores costos en la adquisici6n de bienes y servicios tanto a las companias privadas productoras de petr6leo y gas natural, as! como a las empresas del Estado (incluyendo a YPF y GdE) , mientras que al mismo tiempo restringe la competencia real. Esto ha conducido a la utilhacion de tecnologias anticuadas y a ineficiencia general. Estas complejas restricciones tambien dan por resultado una proteccion de precios hasta de 200% a 300·~. Por ejemplo, YPF pagara este ano alrededor de US$l. 375 millones en equipos, materiales y contratos de servicios. De este monto se estima que el efecto sobre YPF del Compre Argentino y el Contrate Argentino significara un aumento en el costo nominal (el cos to sin esta "proteccion") de alrededor del 40%. Asi, pues, YPF paga alrededor de US$550 millones anuales en concepto de costos adicionales en sus operaciones normales, para subvencionar a la industria petrolera privada nacional y a otros intereses. De igual modo, la obligaci6n de respetar el Compre Argentino aumenta el costo de los proyectos, pues existe escasa competencia entre los fabricantes nacionales de materiales electricos. Por ejemplo, SEGBA estima que las compras de productos fabricados en el pais aumen'~;a el cos to de los materiales en un 30% a 40%, Y el efecto estimado sobre · 24 · el presupuesto anual de SEGBA es de alrededor de US$50 millones. La Ley de Emergencia Economica de julio de 1989 ha transformado la protecci6n practicamente ilimitada de los proveedores nacionales al sector publico en un margen de preferencia del 5% sobre el valor nacionalizado de las importaciones competidoras. Sin embargo, con los elevados aranceles y cuasiaranceles y apenas una debil competencia entre los proveedores nacionales, el sector publico continua sometido a cobros excesivos por parte del sector privado. Como es evidente, el problema se aliviaria considerablemente mediante medidas ace rca de los aranceles y cuasiaranceles. Sin embargo, un metodo mas directo seria reemplazar el margen de preferencia del 5% sobre el valor nacionalizado por un margen mas alto, del 15% por ejemplo, sobre el valor c.i.f.. Se necesita, por consiguiente, la eliminaci6n permanente del Compre Argentino para poder reducir sus grandes distorsiones. 2.28 Restricciones comerciales. Actualmente existen numerosas restricciones al comercio del petr6leo crudo y de los productos refinados: por ejemplo, estos no pueden ser importados J exportados libremente, y existe un sistema complejo de restricciones en el suministro del crudo y la fabricaci6n de productos derivados del petr6leo tanto para las refinerias de YPF como para las privadas. Tales restricciones conducen a distorsiones y a perdidas en virtud de las asignaciones antiecon6micas dentro de los sistemas de refinaci6n y comercializaci6n. Debe desreglamentarse en forma apropiada la comercializaci6n a fin de suministrar incentivos adecuados para la competencia y la conservaci6n, y al mismo tiempo alentar y habilitar a YPF y a GdE para que compitan en forma efectiva en las mismas condiciones que rigen para el sector privado. 2.29 Regimen cambiario. El sistema de tipo de cambio mUltiple tuvo efectos negativos sobre YPF hasta su eliminaci6n a mediados de 1989 y actu6 como un desincentivo para ciertos productores privados de petr6leo y para otras empresas privadas y estatales. Las grandes fluctuaciones de los tipos de cambio han tenido, y seguiran teniendo, efectos adversos en el desempeno financiero y empresarial. 2.30 Politicas laborales y otras. Las politicas laborales y de empleo de todas las empresas estatales del sector de energia estan sometidas a grandes influencias de grupos externos que aumentan los costos, reducen la autoridad administrativa, crean inflexibilidad en las operaciones y acrecientan la ineficiencia en todos los aspectos de los negocios de energia. 2.31 Ademas de las politicas ya mencionadas y de sus efectos en el sector, las politicas de fijaci6n de precios y de impuestos son complejas y crean numerosas ineficiencias y distorsiones. El capitulo siguiente se dedica a1 analisis de los problemas que afectan al sistema actual de fijacion de precios y de impuestos. - 25 CAPITULO III FIJACION DE PRECIOS Y DE IMPUESTOS A LA ENERGIA A. INTRODUCCION 3.1 En este capitulo se describe primero e1 comp1ej 0 sistema de fij ad.on de precios y de impuestos ,yse comparan los precios efectivos (con y sin impuestos) con los precios economicos de oportunidad para cada tipo de energta: petro1eo crudo y productos del petro1eo Igas natural GPL Y I e1ectl:'icidad. Se describen 1uego las distorsiones financieras y subsidios espectficos existentes en e1 subsector de hidrocarburos I en e1 que las distorsiones financieras son especia1mente grandes. Despues se ana1izan los efectos del sistema impositivo y de fijacion de precios en las empresas estata1es de energia. Fina1mente se presenta un resumen de las distorsiones economicas y de los desincentivos ocasionados por e1 sistema actual. En 1a Secci6n I se describen las medidas adoptadas y propuestas por e1 Gobierno entre julio y diciembre de 1989 con e1 fin de reformar e1 sistema de subsidios , rega1ias e impuestos. En e1 Capitulo IV se presentan recomendaciones para una reforma integral. de 1a fij acion de precios y de impuestos. 3.2 Las causas de muchos de los problemas e ineficiencias en e1 sector de energia I tanto en la produccion como en la demanda I radican en las distorsiones y los problemas engendrados por el complejo sistema actual de fijac:Lon de precios y de impuestos. 3.3 Una gran parte de los precios a1 productor que perciben las empre.3as estatales por e1 petroleo crudo el gas natural y 1a electricidad I que producen estan por debaj 0 del costa financiero y economico, 10 cual agrav,;l aun mas los problemas financieros de estas empresas y del sector pub1 i.::o . Sin embargo I muchas entidades del sector privado que venden hidro.::arburos a las empresas estatales reciben precios favorables por encima de los costos financieros y economicos, mientras que las entidades del sector priva:io que obtienen materias primas de las empresas estata1es (tales como las c,:')mpaiiias petroquimicas privadas y las refinerias) reciben esas materias primas a precios por debajo del costa economico y financiero. Esto tambien contribuye a los problemas financieros de las empresas estata1es, particularmente de YPF. El consumidor final paga precios al por menor que estan en general muy por encima del cos to economico -~y que oscilan desde un 5% hasta un 222%, siendo el mayor el de la gasolina-- debido a los grandes impuestos a los productos del petroleo. E1 gas natural y la electricidad tienen tambien impuestos considerab1es, pero muchos consumidores finales pagan precios bastante por debajo del costo economico , particularmente los consumidores residenciales de gas natural y de e1ectricidad , asi como otros consumidores de gas natural. Existen tambien grandes variaciones regionales en los precios de la e1ectricidad. 3.4 El nive1 de impuestos al consumo y los pagos de rega1ias a las provincias por el gas natural y e1 petroleo crudo son muy elevados. Ademas de este alto nivel general de impuestos. 1a estructura de la fij acion de - 26 impuestos tiene numerosas fa11as, inc1uidas las siguientes: i) numerosos impuestos en diversos nive1es que distorsionan los incentivos en todo e1 proceso de producc1on; 11) un sistema muy complejo e inflexible de impuestos con afectacion especifica, y iii) dependencia escasa 0 nu1a del impuesto sobre 1a renta de las sociedades. 3.5 Las distorsiones y los desincentivos economicos afectan a todos los productores, refinadores y consumidores. E1 costa para la economia, tanto directo como indirecto, ha sido muy grande, de mas de US$3.000 millones en los diez u1timos anos. Este es un beneficio del que se priva la economia nacional en razon de exportaciones de petroleo no realizadas, perdidas innecesarias de gas natural, derroche en la produccion y el consumo de energia y beneficios no obtenidos del mej oramiento de las operaciones de refineria. Ademas, las distorsiones financieras son particularmente grandes en el subsector de hidrocarburos, en e1 que se estima que las regalias y los subsidios excesivos cuestan a1 Gobierno como minima US$2.200 millones anuales. Este desangre ha contribuido a los graves problemas financieros de YPF y de GdE y, por extension, de todo e1 pais. B. DESCRIPCION DE LA FIJACION DE PRECIOS Y DE IMPUESTOS AL PETROLEO CRUDO Y A LOS PRODUCTOS DEL PETROLEO El sistema de impuestos y rega1ias sobre e1 petro1eo crudo hasta mediados de 1989 3.6 El sistema actual de fij acion de precios del petroleo crudo produce como resu1tado un precio contro1ado que esta por debaj 0 de la paridad internaciona1 y de los costos para YPF, con elevados pagos de regalias basados en precios del petroleo crudo que son mucho mas altos que la paridad internacional. YPF produce dos tercios del petroleo crudo de 1a Argentina y el resto 10 producen las companias privadas que trabajan con arreg10 a 27 contratos de servicios. YPF paga a cada contratista, de acuerdo con los terminos de cada contrato, por todo e1 petroleo crudo que produzca. YPF transfiere a su vez parte de este petro1eo a sus propias refinerias y vende el remanente a las refinerias privadas a precios que fija mensualmente la Secretaria de Energia. 3.7 El punto inicia1 para establecer e1 precio mensual de transferencia del petroleo crudo que recibe YPF es 1a norma contractual que fija dicho precio en e1 80% del precio mundial del crudo. E1 procedimiento usual es fijar el precio del petroleo crudo proveniente de la cuenca del Neuquen en el 80% del precio del petro1eo arabe mediano, f.o.b. Arabia Saudita, y luego establecer precios para otros petro1eos crudos argentinos sobre la base de sus diferencias de calidad. Estos precios diferenciales segUn la calidad se establecen por la Secretaria de Energia, luego de discusiones con el personal de YPF y con representantes de las companias refinadoras privadas. Dado que las diferencias de calidad reales varian segUn la refineria que recibe el petroleo crudo, las asignaciones de crudo a las refinerias constituyen una consideracion de importancia en las decisiones de la Secretaria de Energia. - 27 3.8 El resultado final de la determinaci6n del precio de transferencia del petr6leo es hist6ricamente menor que los costos de exploraci6n, perforaci6n y explotaci6n de YFF, que son costos medios de estas operaciones, incluidos los impuestos, las regalias, la recuperaci6n del capital, mas las compras de crudo de productores contratistas. De acuerdo con las normas internacionales, estos costos financieros de YFF son altos, en gran medida debido a los impuestos y subsidios extraordinarios (por ejemplo, el Compre Argentino), y a los altos gastos generales. 3.9 YFF paga regalias sobre todo el petr6leo crudo y el gas natural produ(:idos (exceptuadas las pequeflas concesiones), incluidos los voltunenes que pl:oducen los contratistas de servicios. Las regalias sobre el crudo se esstablecian sobre la base de una serie de precios oficiales en boca de pozo que c.eterminaba mensualmente la Secretaria de Energia, los cuales se establecian mediante el reajuste de un precio de base definido en relaci6n con el precio mundial del petr6leo crudo prevalente en diciembre de 1986, que era bustante mas alto que el precio de transferencia reconocido a YFF 0 que los precios internacionales del crudo que rigen en la actualidad. 3.10 En 1987, el Tesoro otorg6 a YPF una compensac10n por las diferencias netas importantes que resultaban de la determinaci6n de las regalias utilizando valores en boca de pozo fij ados por la Secretaria de Energia (SE) para el petr6leo crudo y el gas natural, y los precios reales de transferencia a nivel nacional (tambien fijados por la SE). Un nuevo Decreto (941/88) promulgado oficialmente el 5 de agosto de 1988 elimin6 esta compensaci6n del Tesoro a YFF (con retroactividad al 1 de marzo de 1988), 10 cual produjo graves e inmediatas consecuencias financieras negativas para YPF. 3.11 YPF debe pagar actualmente la regalia sobre su propia producci6n, asi como la correspondiente a la de sus contratistas, sobre la base de los precios en boca de pozo y costos del petr6leo crudo existentes en junio de 1988. Como consecuencia, se han estimado a continuaci6n los subsidios por regaltas excesivas sobre el crudo para una producci6n petrolera de 25 Mm3 anual.::\s: .~egalia sobre el valor en boca de pozo (SE) (12%) US$350.000.000 Regalia basada en el precio de transferencia (12%) -USS217.000.000 Subsidio a las provincias sobre el crudo US$133.000.000 en virtud de regalias excesivas 3.12 En forma similar, YPF tiene que pagar una regalia por la produccion de 18.000 Mm3 de gas natural por ano, sobre la base de los precios y costos a junio de 1988, estimandose el subsidio en la forma siguiente: Regalia sobre el valor en boca de pozo (SE) (12%) US$227.000.000 Regalia sobre el precio de transferencia (SE) (12%) -US$ 33.000.000 Subsidio a las provincias sobre el gas US$194.000.000 natural en virtud de regalias excesivas 3.13 El precio internacional del petr6leo crudo en junio de 1988 era de US$14,38 por barril, y el precio de transferencia para YFF era de US$11,50 por barril. sujeto al pago de una regalia de US$2,23 por barril. Como - 28 resultado, el precio neto percibido por YPF, de solo US$9,27 por barril, arroja un margen negativo para las actividades de exp10racion, perforacion y exp10tacion equiva1ente a US$1,79 por barril. Los costos de produccion para YPF exc1uidas las rega1ias y las contribuciones del Tesoro Nacional son de US$11,06 por barril (US$69,57/m3 ). Estos costos inc1uyen la compra de a1rededor de un tercio del total de 1a produccion argentina proveniente de los productores privados que operan bajo contratos de servicios. Cuadro 3.1: EJEMPLO DEL CALCULO DEL PRECIO DEL CRUDO DE YPF Junio de 1988 Australes/Metro cubico US$/Barri1 Precio internaciona1 788 14,38 (Arabe mediano, f.o.b. Golfo Persico) Precio de transferencia* 631 11,50 Precio oficia1 en boca de pozo 1.071 18,55 Regalia real 122 2,23 Precio neto percibido - YPF 509 9,28 Costos de produccion de YPF 607 11,06 Margen de exp10racion, perforacion y explotacion de YPF -97 -1,78 *(Precio de transferencia menos costo financiero de exp10racion, perforacion y exp10tacion de YPF) 3.14 La concecuencia de esta anoma1a fijacion de precios es simp1emente que cuanto mas produzcan YPF 0 sus contratistas tanto mayor es la perd1da para YPF. Las siguientes cifras demuestran 1a magnitud de las perdidas actuales. Sobre 1a base de los precios del petro1eo crudo existentes en junio de 3 1988 (US$/m3) y costos de produccion de 25.000.000 m anua1es: Costos rea1es de YPF (incl. rega1ias) US$2.088.000.000 Menos ingreso bruto de YPF (precio de transferencia) -US$1.809,OOO.000 Perdida neta en 1a produccion de crudo US$ 279.000,000 Menos rega1ias excesivas a las provincias -US$ 133.000.000 Subsidio a1 Gobierno y a1 sector privado US$ 146.000.000 3.15 Los costos de produccion para YPF, si se exc1uyen las rega1ias excesivas, son de US$78, 21/m3 (US$12 ,43jbarril), los cuales son bastante inferiores a los precios internacionales; dependiendo de los nive1es de precios internaciona1es, e1 subsidio en virtud del bajo precio de transferencia es rea1mente mayor que 10 indicado si se considera e1 valor de oportunidad del petro1eo crudo. - 29 3.16 El aumento de los costos de exploracion, perforacion y explotaci6n de YPF, excluidos los pagos de regalias, durante un periodo en el que los precios mundiales del crudo han bajado, ha contribuido al problema del margen negativo. El margen es altamente variable, dado que depende del tipo de cambio, de los precios internacionales y del reajuste de los costos de YPF. 3.17 El sistema actual no ofrece el incentivo correcto para encontrar y explotar nuevos yacimientos de petr6leo crudo. A fin de crear una base mas racional para la fijaci6n de precios del petr6leo crudo y suministrar a YPF metas econ6micas para sus operaciones, deben establecerse precios en boca de pozo luediante un procedimiento realista de calculo del valor residual neto comen:~ando por el precio internacional del petr6leo crudo 0 de los productos del j:etr6leo. 0 de ambas cosas. Si la Argentina tiene operaciones de transporte terrestre. de terminales portuarias y de refineria mas costosas que l:)s principales paises exportadores de petr6leo. los precios del crudo argent:ino en el yacimiento deben reflejarlos. Los ahorros de costos en las opera,::iones de refinacion. transporte y distribucion podrian entonces hacer subir los precios de produccion en el yacimiento y aumentar el incentivo para hallar y explotar nuevas reservas de petroleo crudo. La fij acion de precios sobre la base del valor residual neto probablemente suministraria precios en boca de pozo mas altos que los de transferencia, actualmente fijados en alrededor del 80% del precio mundial del petroleo. Una regalia del 12% basada en los valores residuales netos seria ciertamente menor que si se basara en los "precios oficiales en boca de pozo" actualmente en uso. Sistema de fijacion de precios de los productos del petroleo hasta mediados de 19~9 3.18 La Secretaria de Energia ha establecido varios niveles para los preci'Js de los productos del petroleo. Los precios de los productos en refineria (precios en tanque) comprenden: i) el precio de transferencia del petroleo crudo; 11) el impuesto del 10% sobre el petroleo crudo aplicado al preci l:) de transferencia; iii) el costo del transporte del crudo hasta la refineria. y Iv) un margen para la refineria. El precio comercial total (valor de retencion) proporciona margenes al distribuidor y de comer,:ializacion. e incluye costos de distribucion (para los productos vendidos a traves de las estaciones de servicio). El "precio de venta oficial" incluye dos impuestos anadidos a los precios comerciales. El primer impuesto (Ley 17.597) esta destinado especificamente para fondos y proyectos, con tasas que oscilan desde negativas hasta bastante por encima del 100% del precio comercial. Este impuesto incluye ingresos para el fondo de combustibles, FONIT. e ingresos generales. Las ttlsas impuestas por la Ley 17.597 estan disenadas para: i) reducir en algunas zonas los precios para ciertos combustibles como el queroseno, que se usa para la ca1efaccion en viviendas rura1es. y Ii) para producir grandes ingresos al Tesoro provenientes de otros productos como la gasolina especial. El segundo impuesto (Ley 23.549) se usa para recaudar fondos destinados a contribuciones para ciertas provincias y para e1 fondo de jubilaciones. 3.19 Un impuesto al valor agregado (IVA) del 15% se anade a los precios comerciales del fuel oil, del diesel, de los 1ubricantes y de otros productos especiales para llegar al precio final al consumidor de esos combustibles. - 30 Sin embargo, el IVA no se aplica a la gasolina. al queroseno, ni al gas oil. Los productos como el fuel oil distribuidos a granel tienen un cargo adicional por transporte basado en el costo real. 3.20 Los Cuadros 3.2 y 3.3 presentan la estructura de los impuestos y precios en australes y. para facilitar las comparaciones, se indican los porcentajes de los precios al por menor y los precios comerciales finales (Cuadro 3.3 a) y b). Los precios y los impuestos indicados son promedios para la Argentina. Los efectos de los diversos impuestos (Ley 17.597 y Ley 23.549) y del IVA se observan en los precios oficiales de venta indicados. El sector electrico recibe fuel oil y diesel a precios considerablemente menores que otros consumidores. El precio al consumidor de 1a gasolina es casi el doble del precio del queroseno y el diesel, dado que los dos productos registran precios comerciales casi igua1es. - 3l. .. .... ...; ......... ..... ............ .... 1::1: =:I:i:::! ~~~~~~~~~ =ii ...---. ...,; ..... ~ ~ ..; .. ... &::; .,;.... .,;. ·- t === :1 =1:: .. 3 . . .... ";.A· · -: · ..... ·· ..... -; - II .. ";:it ::: :1: .. ....I· ......... .. - ... :1:::;:;:=::' I·.·";-i..."; ';"1' I ! ~ § ~ -~~~e:' ::::1 111=: =:= I ...... ·~i:i~ ~ -: .. ... ..·· 1:2!:::- J: 1 .. . -. =:.:i i'i'i:i:i 411!"~ .: .. 1:11 .. ! .. .......... ... . 111:=I:2!:: · : ; .... ....... -.'" ....·.....:...1·...· ==: ." · '" ... .... .i . ! ..... CI. .. II: I::::: ..: "",.:", . - ,.. ·.-··. ·...,.",:1· .. : .~ ..... UI:::'" . . .. .. ...... :1;:::::: ..... .; = ;. - · j I i i i···· ! = III I ... i·-i" ...ft_. .... :1: 1::l2!: !! ... · . .. n CI· . · ~===:: ~ ..; ...; !.. I:: I:::: =:I::=~S: .. ... I ··· ........ ...........: .. -. ::. : := i:i:ii . ....... ====:-==3 .,· .; .... .it';';" .. ! . i II 1 '! - i. .. · i - .. - 32 it . .. ~ .... .... .... ..;.; ,'.."'." " ..... -. " ..;,,; .·... · -: ...... · e · .. .. 0· ... . ~ ...... ..... ....... ~ .;,.: . .' .... .... " I: -. 0"; · !- - "'"' .. : ... ..·. · · 0";"; !. .... .·. ! .... &1 .. ! : ... -: I : j 1 j ... .... .!! 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En el Cuadro 3.4 se comparan los precios al por menor para el consumidor final de los productos del petr6leo en la Argentina (incluido el precio en refineria mas el margen de comercializaci6n, incluyendo y excluyendo los impuestos) con el precio internacional equivalente (precio al desembarque mas el margen de comercializaci6n). Los precios internacionales aproximados se obtuvieron de la informaci6n sobre precios de septiembre y octubre de 1988 (se dan cifras detalladas en el Anexo 3.1 a». Los precios internos al por menor de la gasolina (incluidos los impuestos) fueron tres veces superiores a los internacionales y ligeramente menores que en muchos paises desarrollados (vease el Anexo 3.1 b». El precio del gas oil fue alrededor del doble de los internacionales. Los precios comerciales del fuel oil (sin impuestos ni subsidios) estaban al mismo nivel 0 por encima del precio econ6mico. Considerando los subsidios sobre el fuel oil, el precio al por menor para la industria es s6lo ligeramente mayor que los precios internacionales: estos varian positivamente entre un 5% y 10% mas durante periodos de altos precios del fuel oil y hasta un 30% mas cuando los precios mundiales de este combustible son bajos. Sin embargo, los precios del fuel oil y del diesel para el sector de energia electrica son considerablemente menores que los internacionales. 3.22 La relaci6n entre los precios internos y los internacionales fluctua durante el ano. Por ejemplo, la sobrevaluaci6n del tipo de cambio a fines de 1988 aument6 la relaci6n, mientras que las devaluaciones del tipo de cambio de mediados de 1989, junto con el aumento de 40% en los precios internacionales del petr6leo y de sus productos a fines de marzo, llev6 a una reducci6n considerable de la relaci6n entre los precios internos y los internacionales. Los precios de la gasolina argentina descendieron en mayo de 1989 a cerca de la mitad del precio internacional. En el Cuadro 3.4 se presenta tambien la relaci6n porcentual entre los precios de 1989 (los prevalecientes entre julio y mediados de diciembre) y los precios internacionales (vease el Cuadro 4.1). Como puede verse, los precios de la gasolina estuvieron cerca de los niveles del cuarto trimestre de 1988. Sin embargo, todas las relaciones de los precios de combus tibles antes de impuestos y despues de ellos en 1989 fueron inferiores a los niveles de 1988, a excepci6n del precio del fuel oil para la industria despues de impuestos. - 35 ~uadro 3,4: COMPARACION DE LOS PRECIOS DE LOS PRODUCTOS DEL PETROLEO ARRGENTINOSCON LOS PRECIOS INTERNACIONALES (Costo econ6mico de oportunidad) RELACIONES PORCENTUALES Entre precio Entre precio comercial sin comercial con impuestos y impuestos y precio econ6mico precio econ6mico sin impuestos sin impuestos C, DESCRIPCION DE LA FIJACION DE PRECIOS E IMPUESTOS PARA EL GAS NATURAL I EL GPL Precios y costos al productor del gas natural 3,23 Una gran parte del gas natural que se produce en la Argentina esta bajo el control de la empresa petrolera estatal IPF que produce alrededor del 81% del gas natural y el resto es importado de Bolivia (10%), 0 producido en el pais (9%) mediante contratos de servicios con compafiias productoras privadas, Por esta raz6n todo el gas natural producido en la Argentina se registra en los libros de IFF, aunque posiblemente no pase fisicamente por sus instalaciones, GdE paga directamente por las importaciones de gas natural de Bolivia, El gas natural que no se utiliza 0 se pierde en las operaciones de campo no se vende a GdE. El sistema actual de fijacion de preci.os del gas natural tiene varios defectos graves, El precio al productor es dEmasiado bajo para alentar la exploraci6n y la produccion de gas natural nuevc.; ademas ,los pagos de regalias son demasiado altos en relaci6n con los preci.os del gas natural en boca de pozo, - 36 3.24 La Secretaria de Energia publica todos los meses un precio de transferencia del gas natural para las ventas a GdE. Este precio se fija arbitrariamente, junto con las tarifas del gas natural, y el precio oficial en boca de pozo en el que se basan las regalias de produccion, y una serie de precios del petroleo crudo y de los productos del petr61eo. El precio de transferencia del gas natural se fija muy por debajo de su valor razonable de mercado. E1 precio oficial del gas natural en boca de pozo se basa en los precios mundiales del petroleo que regian en 1986, artificialmente altos, con ajustes por inflacion. Esto a su vez significa que e1 pago de regalias del 12% esta en realidad muy por encima del 12% del precio real de transferencia. Los precios de transferencia a YPF variaron entre el 17% y el 32% de los precios oficiales en boca de pozo y las regalias variaron del 38% al 73% del precio de transferencia. Entre 1986 y 1987 los precios de transferencia fueron reducidos en un 20%, mientras que 1a regalia se redujo en un 11%. Entre 1987 y 1988 los precios de transferencia declinaron aun mas, al ser reducidos en un 14% mientras que las rega1ias bajaron solamente un 4%. Ni los precios de transferencia ni los precios oficia1es en boca de pozo se han fijado en niveles comparables a los valores de mercado desde 1985. 3.25 E1 Tesoro indemnizo a YPF en 1987 y en los dos primeros meses de 1988 por una parte de los pagos excesivos de rega1ias que abono sobre el gas natural producido en e1 pais. Esta indemnizacion permitio que en 1987 el precio neto que YPF percibia por las ventas de gas natural aumentara a US$0,53 por mpc - - igual al precio neto de 1984. Una vez que fueron eliminados los pagos de indemnizacion por rega11as, el precio neto descendio aun mas, a menos de US$0,20 por mpc. Tales precios distan mucho de cubrir los costos de descubrimiento y producci6n de gas natural de YPF, como 10 atestiguan las cifras siguientes: 3 Con base en los precios del gas natural de junio de 1988 (US$ por m ) y los costos de produccion de 18.000 Mm 3 anuales: Costos rea1es de YPF (incl. regalias) US$ 854,000,000 Ingreso brute de YPF - precio pagado por GdE -US$ 276,000,000 Perdida neta - produccion de gas US$ 578,000,000 Menos pagos de rega1ias excesivas a las provincias -US$ 194,000,000 Subsidio US$ 384,000,000 3.26 Los precios del gas natural en e1 yacimiento (US$O, 10 a US$O, 20 por mpc) que YPF percibe ahora no ofrecen incentivos para 1a exp10racion, explotacion y produccion del gas. Algunos conr~atos de servicios que YPF tiene con los productores privados suministran precios ligeramente mas altos. Estos productores percibieron precios en junio de 1988 que oscilaron entre US$0,17 Y US$O, 97 por mpc y no pagaron regalias. E1 precio medio al contratista en junio de 1988 fue de US$O,46 por mpc, valor inferior a1 precio en boca de pozo de US$O, 53 por mpc, pero bastante mayor al precio de transferencia, menos el pago de regalias (que YPF debe pagar por todo el gas natural) de US$0,15 por mpc. - 37 3.27 Se precisan con urgencia precios mas altos en el yacimiento, que tomen en cuenta el valor de mercado del gas natural en relacion con los precios internacionales de los combustibles sustitutivos a fin de suministrar incentivos a los productores privados para que descubran y produzcan gas natural. Cuadro 3.5: PRECIOS AL PRODUCTOR Y REGALIAS DEL GAS (US$/por mpc» Precio Precio de para cal trans fe- cular la Pago de Ingresos rencia regalia regalia (% PT) Indemnizaci6n de YPF 1984 0,841 2,642 0,315 (38%) 0,524 1985 0,731 2,814 0,338 (46%) 0,343 1986 0,745 3,660 0,439 (54%) 0,306 1987 0,598 3,239 0,389 (65%) 0,32 0,524 1988 0,516 3,123 0,373 (73%) 0,052 0,217 Tarifas de GdE y precios del gas natural al consumidor 3.28 La Secretaria de Energia fij a todos los meses los precios al consumidor del gas natural. El sistema actual de fijaci6n de precios, ademas de ser complej 0 e inflexible. agrega muchos impuestos por encima del baj 0 precio al productor. Las consideraciones sociales y el deseo de reemplazar otros combustibles con el gas natural han conducido a tarifas del gas que son muy bi'ljas comparadas con los valores de mercado. Desde julio hasta diciembre de 1989, en un esfuerzo por compensar el baj 0 precio para los usuarios residenciales, el precio a los industriales fue fijado en un nivel superior al df!l fuel oil equivalente, 10 cual produjo un regreso a la situaclon existente en 1977 (vease el Cuadro 3.7). 3.29 Las tarifas del gas natural en Argentina pueden variar segUn el tipo de consumidor, el volumen de gas utilizado por el'usuario y su ubicaclon geografica. La ubicacion influye sobre las tarifas de dos maneras: las tarifas son mas baj as cerca de los yacimientos productores debido a los menores costos de transporte, pero tambien son mas bajas en el sur del pais, donde los ingresos de los consumidores son relativamente bajos. Las tarifas aumentan para los consumidores residenciales a medida que crecen los volUmenes, en el supuesto de que los consumidores que necesitan mas gas natural pueden pagar mayores precios (aun cuando los costos por unidad baj an con el aumento del volumen). Los demas consumidores tienen tarifas que desci.enden a medida que crecen los volUmenes, dado que asi 10 hacen los coste,s unitarios. - 38 3.30 Impuestos al gas natural. Ademas de las tarifas basicas del gas natural, cada consumidor debe pagar basta cinco impuestos (entre un 50% y un 55% mas) que forman parte del precio final. Estos impuestos comprenden el 15% del IVA (GdE esta autorizado a trasladar la totalidad de este impuesto), el impuesto nacional del 10%, el impuesto provincial (que varia de 0% al 12%), los impuestos municipales (entre 0% y 10%), Y el impuesto creado por la Ley 23.549 (de 24%, para las cajas de jubilaciones). Por ejemplo, en agosto de 1988, para un consumidor industrial tipico, los ingresos medios por ventas de GdE fueron alrededor de US$1,89 por MBtu, de los cuales GdE destin6 casi la mitad a las importaciones y compras de gas natural a YPF y el resto al pago de sus costos de operaci6n. Los impuestos sumaron otros US$0,98 por MBtu, para llegar a US$2,87 por MBtu que es el precio del gas natural para el consumidor industrial. GdE esta exento del impuesto sobre la renta basta 1992. No se sabe si esta exenci6n va a continuar. 3.31 Costos de los combustibles competidores. En la Argentina, el gas natural es considerablemente mas barato que cualquier otro hidrocarburo liquido, con excepci6n del fuel oil pesado subvencionado que se utiliza para la generaci6n de energia electrica. El gas natural para uso no residencial cuesta algo mas que en los Estados Unidos. Sin embargo, el gas natural para uso residencial se vende en Argentina a un precio que es solamente el 43% del promedio en los Estados Unidos --otra ilustraci6n del precio irrazonablemente bajo del gas natural para las residencias. En los Estados Unidos el gas natural para uso residencial (basado en reglamentaciones sobre el costa del servicio) tiene un precio 2,5 a 3 veces mayor que el que se cobra para su uso industrial 0 para generaci6n de electricidad. La tarifa mas alta que se cobra en la Argentina es de US$0,094 por metro cubico (US$2,66 por mpc) , para los consumidores residenciales del centro de Buenos Aires que usan mas de 600 m3 al mes. (Vease el Cuadro 3.6 para fines de comparaci6n.) 3.32 Precios al consumidor. La relaci6n entre los precios del fuel oil y los del gas natural cobrados a la industria fue de 1 a 3 desde 1980 basta junio de 1989. Para el sector residencial la relaci6n ba sido de 2 0 mas desde 1977 . - 39 - Cuadro 3.6: PRECIOS AL USUARIO FINAL EN BUENOS AIRES PARA COMBUSTIBLES COMPETITIVOS US$/m3 US2LMBtu excluidos excluidos incluidos Precio los los los medio en impuestos impuestos impuestos EE.UU. Gas ru!.tural residencial 0,0667 1,81 2,75 6,45 Queroseno 191,25 3,53 5,00 7,63 Propano 5,36 6,43 9,85 Gas natural industrial 0,0696 1,89 2,87 2,61 Fuel oil liviano industrial 160,83 4,39 6,13 4,00 Fuel oil pesado industrial 99,58 2,52 3,62 2,66 Est Gas natural para energia elec. 0,0614 1,66 1,91 2,13 Fuel oil liviano para energia electrica 192,50 5,25 6,04 Fuel oil pesado para energia electrica 114,03 2,88 3,31 2,45 Notas: - Los impuestos al consumidor del gas natural residencial se estiman en el 52% de la tarifa; el gas natural a 1. 045 Btu/pie cubico. - El tipo de cambio de agosto de 1988 fue de A/12,00 por US$l. - Para el queroseno y el fuel oil se incluyen el impuesto general a las ventas del 15% sobre los valores de retencion. Para el fuel oil pesado se excluye el costa de distribucion final porque no se obtuvo informacion. 3 -Los precios del gas natural se basan en tasas de consumo de 100 m 3 por mes para el sector residencial, 400 m diarios para el 3 industrial, y 500.000 m diarios para las estaciones de generaci6n de electricidad. El precio del propano se basa en el consumo de 5 MBtu mensuales. Los precios en los Estados Unidos se basan en el consumo de 5 MBtu mensuales. Los precios en 'los Estados Unidos son de junio de 1988. Los precios, incluido el impuesto sobre los combustibles para generar electricidad, se calculan con el supuesto de solo el IVA de 15%. Fuente: Productos del petroleo, ver YFF "Indicadores Economico-Financieros, septiembre de 1988." La informacion sobre el gas natural y el propano fue suministrado por GdE. · 40 - Cuadro 3.7: RELACIONES DE PRECIOS AL CONSUMIDOR DE GAS NATURAL (Precios de cada combustible sobre la base del equivalente calorico) Industrial Relacion entre Relacion entre Relacion entre fuel oil GPL queroseno Ano y gas natural y gas natural y gas natural 1977 0,70 2,10 2,0 1980 1,08 3,00 2,6 1984 1,74 4,31 4,2 1986 2,64 3,62 3,3 1988 (agosto) 1,26 2,00 2,7 1989 (jul. -dic.) 0,80 2,40 1,9 Idealmente, la relacion deberia ser cerca de 1 para reflejar la posibilidad de utilizar el fuel oil, el GPL y el queroseno en lugar del gas natural. El efecto de esta politica de fijacion de precios ha sido la promocion del mayor uso del gas natural sin ningUn incentivo para el control del derroche ni para la promocion de la conservacion de energia. 3.33 Fijacion de precios y mercados del GPL. El sistema actual para el GPL fij a baj os precios para los distribuidores del sector privado y las companias petroquimicas. (Detalles de la fijacion de precios y de impuestos al GPL aparecen en el Anexo 3.2.) Cerca del 82% del suministro del GPL (alrededor de 1,2 millones de toneladas en 1986) esta controlado por GdE (50%) e YPF (32%), mientras que el resto se reparte entre dos companias privadas (Esso y Shell) y dos companias mixtas (Petroquimica General Mosconi y Petroquimica Bahia Blanca). GdE vende el GPL a las companias privadas una vez que los liquidos contenidos en el gas natural se separan en forma de butano y propanol Las companias privadas envasan luego el GPL y 10 distribuyen a los consumidores. El resto del GPL se vende a las companias petroquimicas 0 se exporta. GdE no esta directamente vinculado con la distribucion del GPL a los consumidores, pero desempena una funcion reguladora en el control de las normas de calidad, de seguridad y de la cantidad del GPL envasado en cilindros. Esta funcion debe transferirse a la Secretaria de Energia. 3.34 El precio al por mayor que cobra GdE por el GPL reflej a la inversion adicional y los mayores costos de operacion para separar el gas natural y de transporte del GPL para su entrega en 16 centros de distribucion al por mayor en la Argentina. Mientras que la SE fija los precios del GPL que cobran YPF y GdE, no ocurre 10 mismo con los precios a los usuarios finales del propano y el butano envasados. a excepcion de un precio de referencia que sirve como guia para los distribuidores privados. El resultado es que los consumidores finales, muchos de ellos de ingresos medianos 0 escasos, pagan altos precios por el GPL. En el Cuadro 3.9 se dan los bajos precios que pagan las companias petroquimicas. - 41 - Cuadro 3.8: ESTRUCTURA DE PRECIOS DEL GPL (MARZO DE 1987) Australes US$ por t: por t: Precio de compra que paga GdE a YPF 95 61.65 Precici de venta de YPF a las compai\ias petroquimicas 155 100.58 Pago de las compai\ias petroquimicas a Yr'F (exc1uida 1a contribucion del Tesoro) 110 71. 38 Precio de venta de GdE a las compai\ias envasadoras 211 136.92 Preci() de ventas de las compai\ias envasadoras a los consumidores 480-550 311-357 Guadro 3.9: PRECIO DEL GPL COMO MATERIA PARA PETROQUIMICA Precio que pagan las Precio internaciona1 compai\ias petroquimicas _GPL (Austra1es/tone1ada) (Austra1es/toneladas) C3 Propano 1272 868 C4 Butano 1380 808 C4 Isobutano 1572 889 Fuente: YPF, octubre de 1988 3.35 Estas distorsiones y subsidios en los precios a entidades del sector privado podrian reso1verse si se e1iminaran los contro1es a los precios del GPL en las diversas etapas de produccion, fraccionamiento y distribucion. D. COMPARACION DE LOS PRECIOS DEL GPL Y DEL GAS NATURAL CON LOS COSTOS ECONOMICOS DE OPORTUNIDAD 3.36 E1 costo econ6mico de oportunidad del gas natural es e1 valor del combustible marginal desp1azado por 1a producci6n incremental. En 1a Argentina este combustible marginal es e1 fuel oil que se uti1iza principalmente en la generaci6n de e1ectricidad y en la industria. Por consiguiente, un precio de gas natural fijado apenas por debajo (un 10%, por ejemplo), del precio internacional del fuel oil representa el costo economico - 42 de oportunidad del gas natural utilizado en la generac~on de electricidad y en la industria. El valor del gas natural en los mercados residencial y comercial es el mismo que en los sectores industrial y electrico, pero debe incluir los costos adicionales de distribucion. Dado que debe determinarse cual es el combustible marginal desplazado por la produccion incremental de gas natural, es necesario hacer una evaluacion global del suministro de gas natural, de la demanda, y del costo economico, incluyendo una reserva 0 prima por agotamiento. (Esto se discutira detalladamente en el Capitulo VII, y el analisis de los principios para la fijacion de precios del gas natural aparece en el Capitulo IV.) El Cuadro 3.10 indica que para 1988 los precios del gas natural sin impuestos son muy bajos, entre el 46% y el 67% del cos to economico, siendo los mas bajos los precios para usos residenciales. Los precios, incluidos los impuestos, eran entre el 70% y el 100% del costo economico. Los precios del GPL para usos comerciales sin impuestos eran de un 84% del costa economico (sobre la base de los costos del GPL importado, dado que en 1988 se importo GPL); los precios incluyendo impuestos son iguales al costa economico. En 1989 (julio a diciembre) la relacion ya baja entre los precios del gas natural y su costa economico en el sector residencial descendio a un nivel aun menor, y los precios comerciales (incluidos los impuestos) eran de solo el 15% del costa economico. Las relaciones de precios en usos industriales eran aproximadamente iguales en 1988 y 1989. Los muy bajos precios del gas natural para usos residenciales son motivo de gran preocupac~on y agravan las distorsiones existentes entre los precios de los combustibles. Cuadro 3.10: COMPARACION DE LOS PRECIOS DEL GAS NATURAL Y DEL GPL CON LOS COSTOS ECONOMICOS DE OPORTUNIDAD RELACIONES PORCENTUALES Entre precio Entre precio comercial sin comercial con impuestos y impuestos y precio economico precio economico sin impuestos sin impuestos Gas natural -Res idenc ial 46 10 71 15 -Industrial 67 65 100 100 -Energia electrica 62 46 94 55 GPL 84 n.d. 100 67 Fuente: Informacion basada en el Cuadro 4.1 - 43 E. DESCRIPCION DE LA FIJACION DE PRECIOS E IMPUESTOS A LA ELECTRICIDAD Antecedentes 3.37 Las tarifas de electricidad en la Argentina presentan una gran dispersion tanto en el nivel como en la estructura. Un sistema complejo de sobretasas e impuestos distorsiona la senal de precio enviada al consumidor final. Existen subvenciones cruzadas entre las regiones y entre categorias de cor..sumidores. Ademas de esto, los precios medios en terminos reales estan sujetCis a constantes fluctuaciones, dado que no existen medios sistematicos para £lantenerlos al ritmo de la erosion inflacionaria. Estos problemas se origit;can en procedimientos de fij acion de tarifas que no se basan en consideraciones economicas y estan sujetos a interferencias politicas. En el nivel de la produccion, las transacciones sobre energia y electricidad en el Despacho Unificado de Cargas (DUC) no reflejan los costos de produccion. En el nivel de venta al por menor, el bajo nivel de las tarifas medias y los grandf~s subsidios para los consumidores residenciales han tenido como result.ado deficiencias cronicas de ingresos para las empresas nacionales. Los a:ustes hechos a las tarifas en julio de 1989 --tras de un periodo en el que las tarifas medias reales descendieron profundamente a consecuencia del proceso hiperinflacionario-- no produjeron precios medios que reflejaran los costos. Por 10 demas, tales ajustes tendieron a agrandar las distorsiones de precios y a elevar la proporcion de los subsidios a algunos suscriptores. En los parrafos que siguen se examinan los procedimientos de fijacion de las tarifas, se estiman los costos de produccion de la electricidad y se analiza brevemente la relacion prevaleciente entre precios y costos tanto al nivel del p::~oductor como al del consumidor final. . 3.38 El sistema de fij acion de precios para la electricidad en la Argen'::ina es bastante complejo. Ademas del IVA, que se aplica a las ventas de elt:~ctricidad y se destina a las rentas generales, una parte sustancial de los ingresos de cada empresa publica es pagada por el consumidor final al Gobie'l~no federal en forma de sobretasas destinadas especificamente al Fondo de E11'~ctricidad, que a su vez vuelve al sector electrico como contribuciones de capital del Gobierno. Ademas de estos impuestos, el consumidor final tambi·:in paga impuestos municipales y provinciales como parte de sus costos de ser.vicios publicos. Estos impuestos varian ampliamente en todo el pais. El efecto agregado de las sobretasas y los impuestos es que el precio que paga el consumidor final esta entre el 30,6% y el 65,6% por encima de la tarifa que percibe la empresa de servicio publico. 3.39 Las tarifas de electricidad de las empresas nacionales, asi como las transacciones de estas empresas en el DUC son fijadas por la SE con arreglo a la ley. En la practica, la aprobacion final es dada por el Ministerio de Economia y a menudo esta sujeta a consideraciones politicas. Se espera que el Pacto Federal Electrico (PFE) recientemente firmado (parr. 38 b)) establezca normas claras para fijar las tarifas. Los gobiernos provinciales fijan las tarifas de sus empresas pUblicas. - 44 - Costo economico del suministro de electricidad 3.40 Los costos del suministro de electricidad se estiman segUn los diversos niveles de tension: i) Alta Tension (AT) antes de la transmision (nivel de generacion) y luego de la transmision, aplicable a los grandes consumidores industriales; ii) distribucion de Tension Media (TM) aplicable a los consumidores industriales y a los grandes consumidores comerciales, y iii) distribucion de Baja Tension (BT) aplicable a los pequeftos consumidores comerciales y a los residenciales. Se esta llevando a cabo un estudio general de los costos de suministro del sector de energia electrica basado en un analisis del costo marginal a largo plazo (CMLP) bajo el Proyecto de Ingenieria Electrica, cuyos resultados preliminares al nivel de generacion ya estan disponibles. A fin de suministrar una base preliminar para comparar los precios actuales con los costos, se preparo en ese estudio una estimacion de los costos de suministro que aparece en el Cuadro 3.11. Los costos de la energia se estimaron sobre la base de una simulacion del sistema de operacion dentro de la configuracion actual, suponierlJo un precio del combustible marginal de US$2,40 por MBtu. Se estimaron los costos de inversion sobre la base de la instalacion de una unidad de turbina a gas natural, la solucion mas probable para suministrar un kW adicional. Los resultados de esta estimacion al nivel de generacion (US$O, 04l/kWh) estan cerca de los del estudio de tarifas (US$0,039/kWh). Los costos de la TM y de la BT se estimaron sobre la base de las necesidades tipicas de inversion para tales redes de distribucion. Los resultados aparecen en el Cuadro 3.11. Cuadro 3.11: COSTaS MARGINALES ESTlMADOS (US$/kWh) A. Para niveles de tension ~ Fuera de -e ico Generacion 0,041 0,041 Transmision 0,054 0,042 Tension media 0,074 0,043 Tension baja 0,097 0,046 B. Aplicados a las tarifas Pico Fuera de pico Promedio Transmision 0,054 0,042 HT (industrial) 0,112 0,043 0,056 TA (industrial) 0,159 0,046 0,068 BT (residencial) 0,148 0,046 0,087 Utilizando ponderaciones para la proporc~on del consumo industrial de alta tension (alrededor del 50%), el consumo comercial de TM (alrededor del 15%), y el consumo residencial de BT (alrededor del 35%), el costo medio ponderado aproximado es de US$0,07jkWh (- US$0,070jkWh) - 45 - Tarifas aplicadas a las transacciones del DUe 3.41 El funcionamiento del Sistema Interconectado Nacional (SIN) es coordinado por el DUe, en el que todos los productores estan representados, y es administrado por AyE. Los resultados de las operaciones se reflejan en las transacciones relativas a energia y electricidad, sujetas a comperlsaciones cruzadas entre las diversas empresas sobre la base de las tarifE!S fijadas por la SE. Aunque la finalidad declarada del DUe es de reducir al minima los costos de operacion del SIN, las tarifas para volUmenes grandE!S establecidas por la SE no fomentan la eficiencia. Los precios para las elnpresas compradoras se fij an en el promedio de los precios de la electl:icidad y la energia que la SE asigna a las empresas vendedoras. En la practtca ha ocurrido que los precios ofrecidos a los vendedores han sido demasiado bajos para compensarles los gastos de generacion. 3.42 El precio medio que las empresas compradoras pagan en las transncciones del DUe ha tenido fluctuaciones no relacionadas con los costos de produccion. En tiempos recientes ha bajado de US$O,0302/kWh en diciembre de 1982 a US$O,014/kWh en la actualidad. Este valor es demasiado bajo comparado con el costa marginal estimado a nivel de transmision, de US$O,045/kWh. Esto significa que las empresas compradoras estan recibiendo una senal de precio incorrecta; por 10 tanto, el costo medio para estas empresas disminuyo al aumentar las compras, mientras que las empresas produetoras no pueden recuperar sus costos de produccion. 3.43 Se espera que el sistema de tarifas del DUe sea revisado en virtud del P~:;'E, segUn los siguientes principios: i) los precios deben reflej ar la estruc::tura y los niveles de los costos; Ii) la totalidad del sistema de produ;:!cion debe quedar incorporada en el DUe - -en la actualidad las tarifas se aplican solamente a las transacciones netas- -; iii) las tarifas deben fij ar!.e previamente y no a posteriori, a fin de enviar la senal de precios debid,'l a los compradores, y Iv) los ajustes financieros deben hacerse sobre la ba:;e de los costos de operacion y los compromisos de inversion de cada empre,;a. Los p~ecios de la electricidad en relacion con los costos 3.44 Los precios de la electricidad para uso residencial (incluidos los impuestos) son muy inferiores a su costo economico en todo el pais (para SEGBA, por ejemplo, la tarifa residencial media se ~stima en US$O,024/kWh (vease el Anexo 8.11), 0 sea aproximadamente un cuarto de sus costos econ6rnicos; el promedio correspondiente para EPEe se estima en US$O,053/kWh. Las tarifas comerciales (incluidos los impuestos) son superiores al costo economico, mientras que las tarifas industriales (incluidos los impuestos) varian entre la mitad y el doble de los costos economicos 1/ (vease el Anexo 8.12). 1/ e:l tipo de cambio empleado para comparar los costos con los precios internos fue de A/635 por US$l. - 46 3.45 Las diferencias arriba indicadas demuestran que 1a fijaci6n de las tarifas en Argentina se basa en consideraciones po1iticas mas bien que tecnicas y que esta sujeta a grandes inf1uencias de acontecimientos macroecon6micos. E1 metoda actual para fij ar las tarifas 1imita e1 desarrollo eficiente y raciona1 del mercado de e1ectricidad. Es evidente que existen importantes transferencias que son primordia1mente subsidios de los consumidores comercia1es a los industriales y residencia1es. 3.46 Las estimaciones de costos del suministro de e1ectricidad para e1 sector sobre 1a base de los informes financieros de las empresas nacionales (US$0,08/kWh antes de impuestos) son superiores en alrededor de 15% al costa marginal (US$O, 07/kWh. Esto queda reflej ado en el deficiente desempefto financiero del sector (parr. 8.48), F. DISTORSIONES FINANCIERAS EN EL SUBS ECTOR DE HIDROCARBUROS 3.47 Existen numerosos subsidios y distorsiones financieras en el subsector de hidrocarburos. Ya se han descrito anteriormente en este capitulo las distorsiones que surgen del alto nivel de regalias y de los bajos precios del petr6leo crudo y del gas natural. Otros subsidios (descritos en el Anexo 3.4) provienen de la no recuperaci6n del IVA, de las ventas forzadas (de materias primas petroquimicas. GPL y coque) a otras empresas a bajos precios, del impuesto al petr6leo crudo refinado, y de los bajos precios de venta del petr6leo crudo a las refinerias. 3.48 Los subsidios principales (reales e implicitos) en el sector de hidrocarburos en 1988 se resumen en la siguiente tabulaci6n (en d6lares de los Estados Unidos del cuarto trimestre de 1988): Regalias excesivas y subsidios en 1988 Subsidio a los sectores publico y privado en el precio del petr6leo crudo 146 Subsidio en el precio del gas natural 384 Subsidio en el impuesto al valor agregado 130 Subsidio en insumos a la industria petroquimica 68 Subsidio en la venta de GPL a GdE y a distribuidores de GPL 21 Subsidio en la venta de coque a YCF 18 Regalias excesivas sobre el petr6leo crudo 133 Regalias excesivas sobre el gas 194 Subsidio en el Compre Argentino al sector privado local 550 Total 1.644 Nota: Tabulaci6n con fines exclusivamente ilustrativos; no se considera que comprenda todo 10 que podria incluirse. y algunas de las sumas de subsidio pueden estar compensadas en otras partes del sector de hidrocarburos, 0 en transferencias a otras porciones de 1a economia del pais. Los excesos de regalias sobre el petr6leo crudo y el gas natural fueron eliminados en septiembre de 1989. - 47 3.49 Entre julio y diciembre de 1989 se introdujeron varios cambios y propuestas a fin de reducir estas regalias excesivas y subsidios, tal como se los describe en la Seccion I del presente capitulo y en el Capitulo IV. Si el Gobierno pone en vigor tales cambios en forma permanente, y efectivamente lleva a cabo los cambios de precios y la desreglamentacion, todo ello reduciria considerablemente este nivel de subvencion en el sector. G. EFECTOS FINANCIEROS DEL SISTEMA ACTUAL DE PRECIOS, IMPUESTOS Y REGALIAS SOBRE LAS FINANZAS DE LAS EMPRESAS ESTATALES DE ENERGIA 3.50 Las variaciones en la estructura y en los niveles de precios han cread() variaciones complej as en las finanzas de YPF, de GdE y de las empresas estatales de energia, asi como una gran dependencia de un complejo sistema de transferencias cruzadas. El sistema ha tenido efectos directos muy negativos sobre las finanzas de YPF y de GdE, y un efecto negativo pero indirecto en las finanzas del Gobierno. Efectos negativgs sobre las finanzas de ypF y de GdE YPF tuvo ingresos de operacion de US$2.900 millones en 1987 y de US$3.900 millones en 1988. Sin embargo, despues de deducir los multiples recarl~os, impuestos, regalias, contribuciones a fondos especiales del sector y pag()s de intereses, YPF registro perdidas (antes de la depreciacion) de US$601 millones en 1987 y de US$769 millones en 1988, tal como se indica en el cu.:ldro siguiente: Cuadro 3.12: FINANZAS DE YPF Millones de US$ 1987 1988 Ingresos brutos 5.659 6.580 Menos: Gastos de operaciones -2.906 -3.248 Ingresos de operaciones 2.753 3.332 Menos: Regalias ~277 -259 Impuesto a los combustibles -1. 708 -2.525 Impuesto de desarrollo hidroelec. -175 -168 Impuesto directo -206 -205 Gastos de intereses -988 -944 Total de regalias, impuestos e intereses -3.354 -4.101 Ingresos antes de depreciacion -601 -769 Depreciacion -1.126 -1. 076 Ingreso (Perdida), valor neto -1. 727 -1. 845 - 48 3.51 La deuda externa de YPF, que sin inc1uir e1 apoyo del Gobierno a1canzaba a US$5.400 mi110nes y a US$4.900 mi110nes a fines de 1987 y a fines de 1988, respectivamente, merece una mencion especial. En e1 pasado, los precios en refineria se fijaban a nive1es muy por debajo de los costos de produccion y de los precios del petro1eo crudo en los mercados internaciona1es. Esto forzo a YPF a contraer deuda externa para financiar sus inversiones y cubrir sus perdidas, una vez deducidos los costos no re1ativos a operaciones. A1 mismo tiempo los precios a1 consumidor se fijaban en montos mucho mas altos que e1 valor agregado del precio en refineria mas los impuestos asignados a1 Fondo de Combustibles y a1 Fondo de Energia. Los ingresos excedentes resu1tantes iban a1 Tesoro, de donde una parte vo1via a YPF como respa1do del Gobierno para e1 servicio de 1a deuda de YPF. 3.52 GdE tuvo ingresos de operaciones de US$357 mi110nes en 1987 y de US$255 mi110nes en 1988. Los impuestos en ambos anos fueron bajos, dado que GdF esta exenta del impuesto provincial sobre 1a renta hasta 1989, del impuesto federal sobre 1a renta hasta 1992, y del impuesto a las ganancias de capital hasta 1990. Sin embargo, GdE tuvo que hacer grandes pagos de intereses tanto en 1987 como en 1988, 10 cua1 redujo sus ingresos a US$167 mi110nes y a US$43 mi110nes en 1987 y 1988, respectivamente; 1a depreciacion transformo esos ingresos en perdidas, como se observa en e1 cuadro siguiente: Cuadro 3.13: FINANZAS DE GdE Millones de usS 1987 1988 Ingresos brutos 1.087 1.165 Menos: Gastos de operaciones -730 -910 Ingresos de operaciones 357 255 Menos: Impuestos a las ventas n.d. -13 Otros impuestos -17 -23 Pagos de intereses -173 176 -190 -212 Ingresos antes de depreciacion 167 43 Depreciacion y reserva para autoaseguro -200 -252 Ingreso (perdida), valor neto -33 -209 3.53 Los modestos ingresos antes de 1a depreciacion obtenidos par GdE tanto en 1987 como en 1988 fueron posib1es porque esta empresa recibio de YPF e1 85% de su gas natural a un precio de transferencia de solamente US$O, 60/mpc. GdE tiene que pagar US$2, 46/mpc par e1 10% de las compras tota1es provenientes de Bolivia, y e1 Gobierno ya no compensa a GdE par 1a diferencia de precio sabre e1 gas importado. - 49 3.54 Aunque esto no se refleja en los informes financieros de GdE, sus tarifas de gas natural incluyen los siguientes impuestos: IVA, impuesto nacional, impuesto provincial, impuesto municipal e impuesto para las cajas de jubilaciones, todo 10 cual agrega US$1,03 mpc mas a la tarifa media de US$1,97/mpc que pago el consumidor industrial tipico en 1988. Efectcl negativo en las finanzas de las empresas estatales de electricidad 3.55 Las empresas federales de electricidad (SEGBA, AyE e Hidronor) tuvieron ingresos agregados de operaciones de US$320 millones y de US$625 millones, respectivamente, en los af'ios 1987 y 1988. Luego de abonar el impuesto sobre la renta, el impuesto a las ventas, las regalias, la contribucion al Fondo de Electricidad y los gastos de intereses, las empresas de electricidad registraron perdidas, sin contar la depreciacion de US$67:L millones en 1987 y de US$423 millones en 1988, como se indica en el Cuadro 3.14. Cuadro 3.14: FINANZAS DE LAS EMPRESAS NACIONALES DE ELECTRICIDAD Millones de USS 1987 1988 Ingresos brutos 1.397 1. 596 Menos: Gastos de operaciones -1. 077 -971 Ingre.sos de operaciones 320 625 Menos: Impuesto provincial sobre la renta -78 -91 Impuesto federal sobre la renta -66 -76 Impuesto a las ventas -172 -201 Fondo de E1ectricidad -115 -135 Regalias -20 -8 Pagos de intereses -292 -270 Total de gastos no relativos a operaciones -743 -791 Ingresos antes de depreciacion -423 -166 Depreciacion -248 -257 Ingreso (perdida), valor neto -671 -423 3.56 Las tarifas de electricidad, que promedian entre US$0,05 y US$0,06 por kWh, no son suficientes para cubrir a la vez los costos de operaciones y los costos no relativos a las operaciones. - 50 H. RESUMEN DE LOS DESINCENTIVOS Y LAS DISTORSIONES ECONOMICAS CAUSADAS POR EL SISTEMA ACTUAL DE FIJACION DE PRECIOS Y DE IMPUESTOS 3.57 Las variaciones en precios reales y en impuestos efectivos al consumo no guardan relacion alguna con las variaciones de los precios internacionales del petroleo crudo y de los productos del petroleo. Esto ha creado senales enganosas tanto para los consumidores como para los productores y ha generado muchas distorsiones y desincentivos economicos. El resul tado es que no se perciben importantes beneficios y se pierden utilidades, y el crecimiento economico no se materializa. Algunos de los principales desincentivos y distorsiones son: a) Los bajos precios en boca de pozo y elevados pagos de regalias han creado desincentivos para buscar y explotar nuevas fuentes de gas natural y han causado su mal uso por parte de los productores, debido al venteo del gas, y otras perdidas. b) Los bajos precios del petroleo crudo y los elevados pagos de regalias han constituido un desincentivo para la exploracion y la explotacion de pequenos yacimientos y para optimizar la explotacion de yacimientos marginales. c) La politica de fijacion de precios al por menor para la gasolina y el diesel ha conducido a un patron de demanda distorsionado que ha reducido el uso de la gasolina y aumentado el consumo de diesel. Esto ha llevado tambien a grandes inversiones en instalaciones de conversion en las refinerias para abastecer el distorsionado patron de demanda, asi como a un exceso de suministro de gasolina, que no puede exportarse debido a dificultades de tipo logistico y a la baja calidad de la gasolina nacional en relacion con las normas internacionales. d) El impuesto a las refinerias y las poli ticas de fij acion de precios, han desalentado la importacion 0 la exportacion de petroleo crudo y la exportacion de productos refinados, y ademas han desalentado la utilizacion del exceso de capacidad de refinacion existente y no han permitido el uso optimo de la capacidad instalada de refinacion mediante la combinacion de petroleos crudos y la mezcla de productos refinados. e) La estructura de precios en refineria para el diesel y el fuel oil ocasiona considerables distorsiones. En particular, el baj 0 precio en refineria del diesel (entre otras razones) ha hecho que las refinerias privadas dejen d~ producirlo, de manera que la produccion de este derivado se ha transformado en responsabilidad exclusiva de YPF. Ademas, los precios del fuel oil y del diesel se fijan en refineria, mientras que los de otros productos se fijan en las plantas de suministro. Por consiguiente, el precio del diesel, incluido el IVA y el flete interno, a menudo ha sido mas alto que el precio del gas oil, estimulando de este modo el uso antieconomico del gas oil en el sector electrico en lugar del diesel que es mas barato. - 51 f) Los precios subvencionados del diesel y del fuel oil para las empresas de electricidad (50% del precio oficial) han tenido malos efectos, tales como: i) discriminacion en contra del uso del carbon por parte de las empresas de ese sector; ii) desalentado la acumulacion de existencias de fuel oil por parte de esas empresas, y iii) la produccion baja de fuel oil en ciertas epocas del ano, ha ocasionado que YPF recurra a las importaciones que usualmente estan subvencionadas en esas epocas. g) Los grandes subsidios a entidades del sector privado por medio de las ventas de materias primas (GPL, gas natural, liquidos del gas natural, ciertos productos del petr6leo) a precios por debajo del valor econ6mico, han conducido a patrones de utilizacion antiecon6micos. h) Los subsidios implicitos que se dan a los consumidores finales de algunos productos, primordialmente a usuarios nacionales de gas natural y de electricidad, que a su vez son sufragados por los consumidores industriales, con 10 cual se crea un circulo vicioso de desincentivos en la producci6n en epocas de baja actividad econom1ca, ya que mientras hay subsidios implicitos para consumidores finales nacionales de gas natural y electricidad, se cobran precios elevados a los consumidores de otros productos del petr6leo. Esto ocasiona distorsiones en la demanda que son resultado de las diferencias de precios finales de los combustibles que se desvian de los diferenciales de precios econ6micos. i) El complejo sistema de numerosos impuestos en muchas etapas del proceso de produccion, distorsiona los costos y genera desincentivos, y sin embargo podria ser facilmente convertido en un sistema mas sencillo, que constaria de un solo impuesto al consumidor final sobre los precios comerciales, complementado por un impuesto adecuado a las rentas de las sociedades. j) Un sistema complejo e inflexible de fondos para fines especificos, que consiste principalmente en transferencias del sector de hidrocarburos con destino hacia el sector electrico, el sector vial, las caj as de j ubilaciones , las provincias y las rentas generales del Gobierno. Si bien este sistema facilita la transferencia de fondos entre empresas, que seria muy dificil de lograr de otra manera en Argentina, se lo.debe cambiar a fin de permitir la asignaci6n de fondos a inversiones prioritarias, y deberia ser suficientemente flexible para adaptarse a las cambiantes necesidades en materia de inversiones. k) La existencia de impuestos provinciales sobre muchos productos (primordialmente el gas natural y la electricidad) y las grandes disparidades regionales en la fijaci6n de precios, principalmente de la electricidad, los cuales han ocasionado distorsiones y subsidios complejos, y son la fuente principal de los problemas financieros conexos para los productores y los consumidores. - 52 I. MEDIDAS ADOPTADAS Y CAMEIOS PROPUESTOS ENTRE JULIO Y DICIEMBRE DE 1989 A FIN DE REFORMAR EL SISTEMA DE SUBSIDIOS, REGALIAS E IMPUESTOS 3.58 E1 nuevo marco juridico Dos leyes importantes fueron aprobadas recientemente, las cuales seran los instrumentos juridicos basicos para impulsar las reformas estructurales a1 nivel del sector publico. Ellas son la Ley de Emergencia Administrativa y la Ley de Emergencia Economica, La reforma del sistema de fijacion de impuestos, que sera puesta en vigor mediante una nueva ley, sobre la que ya se ha enviado un proyecto a la consideracion del Congreso, constituira el tercer elemento esencial. Los principa1es aspectos de las dos leyes ya aprobadas, en relaci6n con e1 sector de energia (segUn las declaraciones de la Secretaria de Energia), son los siguientes: 1) La declaratoria de un estado de emergencia para todos los serv1c1os publicos, para la ejecucion de contratos y en relacion con la situacion economica y financiera de las empresas publicas. 2) La autorizaci6n dada a1 Poder Ejecutivo Nacional para intervenir las diversas empresas pub1icas asi como otras organizaciones, con la facultad de reorganizar provisionalmente tales entidades y modificar su estructura legal. 3) El establecimiento de un sistema de emergencia para tramitar todos los contratos y obligaciones del Estado y de sus empresas e instituciones. 4) La cancelaci6n de todos los subsidios y pagos de subsidios que puedan afectar a la situaci6n econ6mico-financiera de las empresas estatales, y la obligaci6n de someter al Congreso cualesquiera de tales medidas, si es necesario mantenerlas, caso en el cual deberan ser explicadas cuidadosamente e incluidas en el Presupuesto Nacional. 5) Los procedimientos para 1a privatizaci6n deberan ser muy faciles de aplicar, y se deben ampliar los sistemas para otorgar concesiones sobre obras publicas y para' la participacion del capital privado en empresas de servicios publicos. 6) Debera facultarse al Poder Ejecutivo Nacional (sujeto a la aprobacion del Congreso) para aprobar 1a anulacion de toda legislacion que establezca privilegios 0 que haga dificil la aplicacion de medidas de desreglamentaci6n 0 desmonopo1izacion de los servicios publicos. · 53 . 7) El establecimiento de programas a fin de permitir que en la propiedad de las empresas estatales puedan participar sus empleados, los usuarios de los servicios 0 los proveedores, 0 todos ellos. 8) La modificacion de las leyes sobre el "Compre Argentino" y el "Contrate Argentino". 9) La vinculacion de los precios de referencia para el calculo de las regalias sobre el petroleo y el gas natural con los precios internacionales utilizando una cesta de petroleos crudos (hasta un 80% del precio internacional para el petroleo y hasta el 70% para el gas natural en su equivalente calorifico) y el establecimiento de una opcion para su pago en hidrocarburos de libre disposicion. ::.0) El establecimiento de una Empresa Federal de Energia Electrica que comprendera las empresas actuales conocidas como Agua y Energia e HIDRONOR y 1a generacion de electricidad de otras entidades naciona1es. 11) El establecimiento proyectado de una Empresa Nacional de Combustibles que comprendera las empresas actua1es conocidas como YFF, GdE e YCF (para principios de 1990). 12) E1 establecimiento de asociaciones 0 contratos de servicios, 0 ambos, en las zonas de exp10racion y explotacion actualmente en manos de YPF, y e1 estab1ecimiento de sociedades mixtas en zonas de recuperaci6n secundaria. 13) La daci6n de prioridad al sector de cooperativas para 1a eventual transferencia de concesiones para la distribucion de servicios de energia electrica que en 1a actualidad prestan SEGBA y AYEE, asi como los actua1mente prestados por Gas del Estado para e1 gas natural (asimismo, y eventua1mente, estos serv1c10s podrian transferirse a entidades provinciales 0 municipales), mediante contratos adecuados para el manejo de la propiedad y operaci6n de las redes de distribucion. 14) La declaracion de que las empresas petroquimicas y carboquimicas existentes tambien estan sujetas a 1a privatizacion. 3.59 Principales medidas ya aplicadas 0 que han de adoptarse de julio a diciembre de 1989 Con e1 objetivo de acrecentar 1a eficiencia, restablecer 1a salud econOIn1ca y financiera de las empresas pub1icas y reducir los subsidios, se han puesto en vigor entre julio y diciembre de 1989 diversas medidas para tratar de alcanzar dicho objetivo. Las mas importantes medidas (segu.n las dec1araciones de la Secretaria de Energia) son las siguientes: - 54 - 1) E1 reajuste inicia1 de las tarifas fue dirigido a asegurar, en una primera etapa, 1a cobertura de los costos de operaciones de las empresas pub1icas. Los aumentos de tarifas entre julio y agosto de 1989 fueron, en terminos rea1es, de 279% en e1 caso de 1a e1ectricidad para AyE, de 256% para SEGBA y de 279% para HIDRONOR. En cuanto a las empresas de hidrocarburos, los precios y tarifas se atimentaron, en terminos rea1es, en 242% para YPF, 238% para Gas del Estado y 282% para YeF. En todos los casos 1a recuperaci6n de tarifas y precios en terminos rea1es significo a1zas en terminos nomina1es cercanas 0 superiores all. 100% en promedio para e1 periodo indicado. 2) La suspension, durante 180 dias, de todos los subsidios otorgados a traves de las empresas pub1icas y de otras empresas estata1es. E1 MOSP Y 1a Secretaria de Energia examinaran y revisaran los subsidios y tarifas especia1es ap1icab1es a AyE, HIDRONOR Y SEGBA para e1 suministro de e1ectricidad y de agua para riego, con 1a fina1idad de determinar en cada caso si todavia es necesario conceder 1a exenci6n, 0 e1iminar1a. De igua1 manera se procedera en e1 sector de hidrocarburos. 3) Ha que dado estab1ecido que los precios de venta final de los hidrocarburos no pueden ser menores que los precios de retenci6n determinados para todos los productos del petro1eo de origen naciona1. 4) Es intenci6n del Poder Ejecutivo Naciona1 fijar un limite a las contribuciones del Tesoro Naciona1 para conceder subsidios 0 fondos directos a las empresas pub1icas a partir del final de octubre de 1989. 5) Se estab1ecera un fondo unico transitorio que sera administrado por e1 MOSP uti1izando los fondos remanentes asignados especificamente con este fin (50% durante 180 dias y 20% hasta e1 31 de diciembre de 1990). Estas medidas tienen por fin dar f1exibilidad a 1a administraci6n de los recursos durante e1 periodo de emergencia y no interferiran con e1 desarrollo de los proyectos en construccion para 1a amp1iacion del sistema e1ectrico. 6) E1 estab1ecimiento de un sistema especial de credito y compensacion de 1a deuda entre las entidades dentro del sector publico a partir del 30 de junio de 1989, inc1uyendo a las entidades de caracter provincial y municipal. 7) La suspension de todos los nombramientos y contrataciones de personal cuando quiera que e110 signifique aumentos en los costos de personal, amp1iacion de las facilidades concedidas para 1a reasignacion de personal perteneciente a las diversas empresas y entidades y revision de los sistemas de emp1eo, con e1 fin de corregir los factores que puedan ir en contra de los objetivos de acrecentar 1a eficiencia y 1a productividad. - 55 8) La preparacion de un acuerdo a fin de establecer la reorganizacion de jurisdicciones en el sector de electricidad. el cual sera firmado entre el Gobierno nacional y las autoridades provinciales. 9) La preparacion de una propuesta encaminada a garantizar el pago por el suministro de servicios publicos de electricidad, dentro del marco de las diversas medidas ya aprobadas, la cual redefinira las relaciones financieras entre el Gobierno federal y las entidades provinciales. 3.60 Modificaciones propuestas en el sistema de fijacion de impuestos para el sector de hidrocarburos Recientemente ha sido modificado el procedimiento para calcular el pago de regalias a las provincias sobre el petroleo producido y se ha cambi~ldo tambien la tasa del impuesto sobre· la elaboracion de productos refin~ldos en el pais. En diciembre de 1989 el Congreso Nacional sometio a consideracion una ley sobre un nuevo sistema de fij acion de impuestos que tendr~i por objeto su simplificacion. Las modificaciones principales del sistema de impuestos aplicables al subsector de hidrocarburos pueden resumirse en la siguiente forma: i) Regalias Con arreglo a la Ley 23,696, la base para calcular el pago de regalias a las provincias ha side modificada y, en lugar de tomar como referencia los precios fijados por la SE, la base de referencia sera ahora el precio internacional de un barril de petroleo crudo, sobre el cual la tasa aplicable sera solamente del 12%. Se dara a las provincias productoras la opcion de recibir el pago en especie, consistente en petroleo crudo de libre disposicion, que elIas podran vender en el mercado internacional o dentro del pais, si prefieren hacerlo (en el Anexo 5.9 se describe en detalle el nuevo sistema de regalias), ii) Impuesto a la refinaci6n del petroleo crudo Este impuesto tiene un destino final determinado, 10 cual significa que los ingresos que produce van a un fonda especlfico, Con arreglo al Decreto 1055/89 la tasa de este impuesto se ha reducido del 10% a solo un 0,2%, y cuando se requieran importaciones temporalmente. estas estaran exoneradas de este pago. iii) Impuestos a los usuarios finales e impuesto al valor agregado La propuesta de reforma del sistema de fijacion de impuestos, que ha side presentada al Congreso Nacional, contiene los siguientes aspectos relativos al subsector de. hidrocarburos; - 56 La Ley 17.557 y sus modificaciones ha sido derogada; Se ha dispuesto que el pago del IVA es obligatorio para todos los combustibles, a una tasa del 13%; Se han propuesto leves modificaciones al impuesto sobre el consumo interno de combustibles liquidos. La base para calcular este impuesto al consumo seria el precio de venta menos el IVA. Es importante indicar, finalmente, que en virtud de una resoluci6n administrativa, YPF ha estado exonerada del pago del impuesto sobre la renta desde 1979; sin embargo, esta an6mala situaci6n llegara a su fin si la nueva ley sobre reforma tributaria es aprobada. · 57 . CAPITULO IV REFORMA DEL SISTEMA DE FIJACION DE PRECIOS E IMPUESTOS A LA ENERGIA 4.1 En el Capitulo III se describio el sistema actual de fijacion de preciCls y de impuestos a la energia y sus perniciosas consecuencias de orden econoDlico y financiero. El presente capitulo suministra recomendaciones para la reforma del sistema de fijacion de precios y de impuestos. Inicialmente se dan recomendaciones para simplificar y mejorar el sistema de impuestos a la enE!rgia conservando al mismo tiempo los fondos de inversion (para energia y carceteras) y mejorando los incentivos de precios al consumidor y al produetor. Luego se examinan las maneras de reformar la fij acion de precios del petr6leo crudo y de los productos del petroleo, del gas natural y de la electricidad, hacienda enfasis en el sistema altamente distorsionado y complHj 0 de fij acion de precios del gas natural. Se describen los beneficios de un nuevo sistema de fijacion de precios y de impuestos juntamente con los benef:Lcios fiscales de estos cambios. A. RESUMEN DE LAS RECOMENDACIONES SOBRE IMPUESTOS 4.2 A fin de lograr una mejora en la fijacion de impuestos a la energia a traves de medidas que simplifiquen el sistema tributario, consoliden los tm1lti-;>les impuestos en un solo impuesto ad valorem uniformemente aplicado, y se iilvance hacia una mayor dependencia de los impuestos directos sobre la renta de las empresas de gas y de petroleo, se recomiendan las siguientes refor::nas : a) Adoptar la propuesta para que el IVA se aplique a todos los productos del petroleo, al gas natural y a la electricidad. YPF, GdE Y las empresas de electricidad deberan entonces deducir todo el IVA pagado sobre los insumos. b) Todos los demas impuestos y recargos sobre el consumo (mas el impuesto al crudo y el impuesto "nacional" al gas natural) deben ser sustituidos por un solo impuesto ad valorem sobre la energia aplicado a todos los productos del petroleo, al gas natural, y a la electricidad. Debe concederse una rebaja del impuesto ad valorem abonado sobre los combustibl~s y la electricidad consumidos por las propias empresas de electricidad (de otra manera habria doble tributacion). i) Una tasa basica podria ser el 15% para un impuesto ad valorem sobre la energia. Este reemplazaria a todos los impuestos existentes de energia y electricidad y a cualquier otro con destine especifico. El producto de este impuesto se distribuiria de manera que se pueda financiar temporalmente las inversiones en marcha de gran prioridad, como es el caso - 58 de Yacyreta, a fin de terminar estas obras. Una vez terminadas las obras, cesaria la afectacion especifica de estos fondos para proyectos de energia. ii) Un impuesto adicional destinado al mejoramiento del transporte de alrededor del 35% del precio comercial, que debera aplicarse a la gasolina y al gas oil, destinado a un "Fondo Vial" unico. Esta tasa reemplazaria la actual destinacion especifica para las carreteras nacionales y provinciales. iii) Las tasas totales aplicables a las gasolinas, al gas oil, y al diesel utilizados en el transporte, tendrian que ser mas altas, si la intencion es de mantener los niveles reales de ingresos brutos de los impuestos indirectos sobre los combustibles. La nueva estructura de impuestos sobre los combustibles para transportes (como porcentaje del precio comercial) podria ser la siguiente: Gasolina especial 179% Gasolina cOmUn 141% Gas oil, diesel para transporte 110% El Tesoro recibiria entonces (luego de deducir el 15% destinado para el Fondo de Energia unico y el 35% destinado para el Fondo Vial unico), un impuesto del 129% sobre la gasolina especial, el 91% sobre la gasolina comun y un 60% sobre el gas oil y el diesel utilizados en el transporte. t Con el iempo, las tasas totales aplicables a los combustibles utilizados en el transporte podrian ser menores, dado que las recaudaciones aumentarian sustancialmente como consecuencia de los cambios propuestos en los precios de la energia, la eliminacion propuesta de subsidios y los impuestos propuestos sobre la renta (que se aplicarian a YPF, a GdE y a los productores privados de petroleo), asi como el posible mej oramiento de la recaudacion de impuestos y la reforma tributaria en sectores no energeticos. c) El IVA Y el impuesto ad valorem sobre la energia deben aplicarse a un "precio comercial" determinado de acue.rdo con las siguientes recomendaciones sobre politica de precios: i) Productos del petroleo: Los precios en refineria deben ser iguales al precio internacional f.o.b., es decir, el precio promedio internacional del mes anterior, mas los margenes de distribucion y comercializacion. ii) Gas natural: El precio debe ser aproximadamente el 90% del precio del fuel oil equivalente para su uso en la generacion de electricidad y en plantas industriales, tal como se dispone en el Decreto 1212 de noviembre de 1989, mas los costos de distribucion diferenciales para los usuarios residenciales y comerciales, incluyendo los ajustes de cualquier diferencia por razones geograficas 0 estacionales. - 59 iii) Electricidad: La tarifa debe fij arse como minimo al nivel del costo marginal a largo plazo (eMLP). El precio final al consumidor, incluido el impuesto ad valorem (pero sin incluir el IVA), debe estar en un nivel que cubra las necesidades financieras de todo el sector electrico. d) Si ello es necesario, debe considerarse un impuesto adicional sobre el consumo residencial de gas natural por encima de un minimo mensual, de modo que el precio total sea igual al del queroseno. A corto plazo, sin embargo, esto significaria un gran aumento en el precio del gas natural para los consumidores residenciales medianos y grandes. Tal impuesto podria introducirse gradualmente, y en forma tal que los precios finales al consumidor del gas natural y la electricidad esten coordinados a fin de no ocasionar un desplazamiento antieconomico hacia un aumento del uso de la electricidad en detrimento del gas natural. e) YPF, GdE Y los productores y distribuidores privados de productos del petr6leo y de gas natural deben estar sujetos a los impuestos normales sobre la renta de las sociedades (tal como se propone en la ley de reforma tributaria) y ademas, posiblemente, de una tasa adicional sobre la renta (0 impuesto a las ganancias extraordinarias). El producto de esos impuestos podria depositarse en un Fondo de Estabilizaci6n de Inversiones y ser asignado al Gobierno, a YFF, a GdE, 0 a otros organismos publicos, con destino a inversiones. El Fondo podria acumular recursos financieros en periodos de precios "altos" internacionales y ser utilizados en periodos de precios "bajos". De esta forma, la inversi6n publica total financiada con los excedentes petroleros tendria mayor estabilidad que si estos fondos se gastaran inmediatamente, y contribuiria a una sana administracion macroeconomica y a un aumento de las inversiones. f) A partir del mes de septiembre de 1989 las regalias deben determinarse sobre la base de una cesta de precios internacionales del petroleo crudo, ajustada segUn el costo de transporte hasta la boca del pozo. Esta base para determinar las regaiias debera mantenerse. g) Los cambios recomendados en la estructura, en las tasas, y en el destine especifico de los impuestos indirectos, que hasta aqui se han definido, podrian y deberian efectuarse tan pronto como sea posible, junto con el establecimiento de impuestos sobre la renta aplicables a YPF, a GdE y a los productores privados. El impuesto que se sugiere sobre las ganancias extraordinarias y el Fondo de Estabilizaci6n de Inversiones deben diseftarse cuidadosamente antes de su puesta en practica. - 60 B. REFORMA DE LA FIJACION DE PRECIOS DEL PETROLEO CRUDO Y LOS PRODUCTOS DEL PETROLEO 4.3 Los precios del petr6leo crudo y de los productos del petr6leo deben reflejar el cos to de oportunidad del crudo y de dichos productos en forma tan automatica como sea posible. En consecuencia, tanto los precios ex-refineria de los productos del petr6leo como los del crudo deben estar explicitamente vinculados a sus precios f. o. b. de exportaci6n. De esta manera se enviarian senales econ6micas apropiadas a los productores y a los refinadores. Ademas, esto evitaria que los ajustes de precios favorezcan a diversos grupos de intereses especiales 0 a empresas especificas. La determinaci6n administrativa de los precios tambien perderia gran parte de su fuerza como "senal" para definir el ajuste de otros precios que afectan a la economia, y esto reforzaria los objetivos de la politica antiinflacionaria. 4.4 Puesto que los pagos de regalias basados en precios del petr6leo mayores que los del mercado y el impuesto al petr6leo a ser refinado han causado grandes distorsiones, es digno de encomia que la Ley 23.696 haya hecho posible el pago de regalias sobre la base del costa de oportunidad del petr6leo crudo y que el impuesto al petr6leo a ser refinado haya sido reducido a un 0,2%. No obstante esto, los impuestos al consumo deberian simplificarse aun mas y pagarse sobre la base de los precios en refineria. Los precios preferenciales mas bajos para el sector de energia electrica han side reducidos, pero los existentes para la industria petroquimica deberian eliminarse. De esta manera se eliminaria el estimulo actual para el uso ineficiente de la capacidad de refinaci6n y para optimizar la mezcla de productos refinados. Las finanzas de YPF reflejarian de mejor manera la eficiencia econ6mica y administrativa de sus operaciones, y se simplificaria anormemente el complejo sistema de transferencias cruzadas con el Gobierno. 4.5 El precio que se paga a los productores del petr6leo crudo debe ser determinado en los puertos, antes de su transporte a los centros de exportaci6n 0 consumo en e1 pais. Los precios en planta de abastecimiento deben inc1uir los precios ex-refineria mas los costos de transporte y manipulaci6n. A este ultimo precio deben ap1icarse los impuestos al consumo para determinar el precio al consumidor. Los precios internacionales de paridad para el petr6leo crudo y sus productos deben utilizarse como base para la fijaci6n de todos los precios. El Gobierno debera proceder, a la mayor brevedad posible, a la desreglamentaci6n de los precios de los hidrocarburos que se describe en el Decreto 1212. Principios de fij aci6n de precios para el petr6leo crudo y los productos refinados a) La flexibil~~d establecida en la Ley de Hidrocarburos para fijar las tasas de regalia entre el 5% y el 12% debe utilizarse para hacer posible la producci6n continua en los yacimientos marginales. b) Los precios en boca de pozo para las ventas de petr6leo crudo entre el propietario y el refinador deben fijarse en el precio f.o.b. 0 ex-refineria. - 61 c) Deben desreg1amentarse los margenes fijos de refineria y comercia1izacion, dado que los precios de los productos refinados y del petro1eo crudo variaran segUn las condiciones de 1ibre competencia en e1 mercado. d) Si 1a produccion de petro1eo crudo excede a las necesidades internas 0 existe capacidad excedente para refinar petro1eo crudo con destino a1 mercado de exportacion, debera permitirse 1a exportacion irrestricta de petro1eo crudo y de productos del petro1eo. y eximirse e1 pago de derechos de exportacion o. de impuestos a1 consumo sobre las importaciones y exportaciones. Tampoco debera haber restricciones a 1a importacion de petro1eo crudo 0 de productos del petro1eo. e) E1 impuesto sobre e1 petro1eo crudo a ser refinado 10ca1mente, que ha sido reducido del lOX a1 O,2X, debe e1iminarse. f) E1 Gobierno debera proceder a 1a desreg1amentacion de los precios del petro1eo que se describe en e1 Decreto 1212. Hasta que se ponga en vigor 1a desreg1amentacion, los precios del petro1eo crudo y de sus productos deberan vincu1arse a los precios de paridad internaciona1es (precios f.o.b. para e1 petro1eo crudo y precios ex-refineria). Luego podra haber una transicion a precios 1ibremente negociados entre los productores y los refinadores, con precios que variaran entre e1 minimo f.o.b. y los precios max~mos c.i.f .. En e1 Anexo 4.0 se presentan sugerencias para tal sistema 1ibre de regu1acion. C. REFORMA DEL SISTEMA DE FIJACION DE PRECIOS DEL GAS NATURAL 4.6 E1 obj etivo del sistema de fij acion de precios del gas natural debe ser e1 de permitir que e1 mercado determine los precios para cada sector de consumidores a un nive1 que asegure 1a asignacion optima de recursos, a1 mismo tiempo que garantiza a 1a entidad que asume e1 mayor riesgo que recib:Lra e1 mayor rendimiento de su inversion. Sobre la base de los ana1isis pre1iminares 11evados a cabo como parte del estudio del sector de energ:La, e1 costa de produccion del gas natural y de su distribucion a1 conswnidor es, y seguira siendo, menor que e1 costo de los combustibles 1iquidos que reemp1azaria. La diferencia entre e1 costo economico de suministrar e1 gas natural a1 consumidor y e1 costo de los combustibles sustituidos es 1a renta economica, que puede dividirse entre e1 productor, e1 transportador, e1 consumidor y e1 Gobierno. En 1a Argentina, como en 1a gran lnayoria de los paises, 1a exp10racion y 1a produccion de gas natural es 1a actividad de mayor riesgo, mientras que e1 transporte y 1a comer.:!ia1izacion suponen un riesgo mucho menor. Los productores deben tratar de obtener una tasa de rentabi1idad sobre e1 capital invertido equiva1ente a 1a rentabi1idad que podrian obtener en otras inversiones de igua1 riesgo. No existen normas firmes de orientacion para fij ar 1a rentabilidad apropiada del capital, 1a cua1 variara dependiendo de las oportunidades que haya para - 62 la inversi6n. Pero para una inversion de riesgo relativamente elevado, tal como la exploracion y la explotacion de gas natural, una rentabilidad del 25% al 30%, despues de impuestos, puede ser razonable. 4. 7 Todos los precios de la energia son fij ados por el Gobierno, excepto el precio al por menor del GPL. El sistema actual de precios contro1ados de transferencia, as! como de los precios al por menor, ha desp1azado una gran parte de 1a renta economica de las operaciones de produccion, que son de alto riesgo, hacia e1 Gobierno y e1 consumidor. Los contro1es de precios deben minimizarse para permitir que sea e1 mercado e1 que asigne los recursos al uso de mayor valor y para a1entar 1a participacion del sector privado en el aprovechamiento de los recursos. Evidentemente, 1a eliminacion total de controles sobre todos los precios de transferencia y a1 por menor no seria factible para las empresas de servicios publicos que suministran gas natural por medio de redes de distribuci6n. Las tarifas de distribucion y de transporte deben regu1arse a fin de asegurar que estos componentes de 1a tarifa recuperen e1 costo real de la operacion, de 1a inversion, mas un rendimiendo razonab1e de la misma. La eliminacion de los contro1es solamente para los precios a1 por menor, no seria factib1e ya que no habria forma de asegurar que 1a renta economica beneficiara las actividades de produccion de mayor riesgo. 4.8 Dada 1a necesidad de estimular 1a explotacion del gas natural, y a1 mismo tiempo e1 deseo de a1entar las inversiones del sector privado, e1 Gobierno debe llevar a cabo un programa gradual para eliminar los contro1es de los precios de transferencia y en boca de pozo, pero manteniendo 1a regu1acion de los margenes para e1aboraci6n, transporte, distribucion y comercializacion. Este metoda 10 usan muchos paises industria1izados. El precio al por menor en cada sector del mercado se aproximaria al precio del combustible sustituido por e1 gas, pero e1 distribuidor retendria solamente 1a porcion que cubra todos los costos, inc1uyendo una rentabi1idad justa sobre el capital invertido. Esto aseguraria que 1a porci6n mayor de 1a renta econ6mica beneficiara a las operaciones de exp1oracion y exp1otacion que son las de mayor riesgo. En tal sistema, que e1imina ciertos contro1es, tal como ocurre en los paises industriales, en epocas de escasez de gas natural los precios al por menor se acercarian al precio de los combustibles liquidos del petr6leo sustitutivos; en epocas de exceso de producci6n de gas natural, los precios al por menor descenderian un poco, a1 igual que los precios al productor, suponiendo que haya competencia entre los diversos productores de gas natural. Tal sistema debe proporcionar las sena1es econ6micas apropiadas a los productores y a los consumidores por igual, asi como elevar a1 maximo los ingresos del Gobierno por medio de la fijaci6n apropiada de impuestos. 4.9 Si bien e1 objetivo ultimo es un sistema exento de contro1es, existe una cantidad de razones por las cuales este enfoque no puede ponerse en practica inmediatamente. En primer lugar, los p'cecios contro1ados actua1es para los productores y consumidores de gas natural, y para los productos del petro1eo, que estan en competencia, se encuentran por debajo de los nive1es internaciona1es. En segundo termino, 1a estructura instituciona1 para reg1amentar las actividades del transportador de gas - 63 natural (GdE) como empresa de servicio publico, no existe actualmente. En tercer lugar. tampoco hay disposiciones institucionales para alentar la competencia entre los productores de gas natural. 4.10 Se recomienda introducir un per10do transitorio de precios controlados hasta que se ponga en practica un nuevo sistema. Durante este per10do se pondr1a en vigencia un nuevo sistema de precios controlados mientras se terminan los estudios necesarios y se preparan las disposiciones institucionales. Este nuevo sistema de por s1 mejoraria notablemente los incentivos para los productores y los consumidores, aumentaria los ingresos del Gobierno y eventualmente har1a posible una transicion relativamente facil a un sistema sin controles, conforme el descrito mas arriba. 4.11 Todos los precios a los consumidores finales tendrian que alinearse con ll)s niveles internacionales de precios de la energia. Esto podria hacerse mediante: i) el aumento gradual del precio controlado hasta llegar a los niveles internacionales; ii) la eliminacion de los precios de transferencia arbitrarios para el gas natural y sus liquidos; iii) el establec1miento de un sistema para regular las operaciones de elaboracion, trans'porte y distribucion del gas natural como servicios pUblicos, y iv) la eliminacion definitiva de los controles de los precios al por menor con excepc:ion del margen para el transporte y la distribucion del gas natural desde la boca del pozo hasta el consum1dor. El regimen impositivo tendra que ser mc.dificado para asegurar que todos los tipos de energ1a que compiten con el gas: natural esten suj etos al mismo impuesto unificado a la energ1a (sobre la bas;e de su equivalente energetico) igual que el gas natural. El Gobierno tambHn podra cap tar una mayor porcion de la renta economica del productor en la forma del impuesto sobre la renta, el impuesto a las ganancias extra(),rdinarias, 0 los dividendos en el caso de las empresas de propiedad del Estado. 4.12 La base para la fijacion de precios, durante la transicion hacia la desreglamentacion, debe ser la fijacion del precio al por menor del gas natural para los mercados industrial y de electricidad a un nive1 igual a1 del p:::-ecio del fuel oil - -e1 mej or substitutivo siguiente y e1 combustible marginal desplazado por 1a produccion incremental de gas natural. El Decrel:O 1212 es un paso adelante muy positivo al disponer que, una vez desreglamentados los precios de los hidrocarburos, los precios del gas natural para la industria y para generar electricidad deberan fijarse en el 90% de los del fuel oil, y que los productores recibiran precios basados en los valores residuales netos. En algunos sectores, en donde se consumen vario::; combustibles, el precio al por menor en el' mercado libre estara probablemente cerca del precio al por menor del combustible de menor costa disponible para cada clase de consumidores. El precio en los sectores resid4~ncial y comercial debera fijarse de modo que cubra los costos de distrlbucion y transporte 1ncrementales, mas un impuesto al consumo. s1 fuere neces.:l.rio, para alcanzar el precio equivalente del queroseno. 4.13 La aplicaci6n de un sistema de transicion controlada para llegar a un nuevo sistema de precios del gas natural tendria lugar en seis etapas (que se describen en detalle en el Anexo 4.1), a saber: - 64 · Etapa I Acuerdos y compromisos aceptados por todas la entidades involucradas. Etapa II Aumentos de los precios para YPF y GdE, que cubran los costos estimados corrientes de produccion. Etapa III - Estudios y evaluaciones de los costos reales actuales y futuros de YPF y de GdE. Etapa IV Reestructuracion del sistema regulatorio del gas natural. Etapa V Ajuste del precio del gas natural respecto del valor pleno del combustible alternativo. Etapa VI Desreglamentacion final de los precios. La implantacion de un nuevo sistema de precios para el gas natural requiere cambios institucionales a fin de obtener: i) una mayor competencia tanto entre los proveedores y como entre los transportadores del gas y ii) tarifas basadas en el costa de transmision y distribucion, incluyendo los ajustes para los diferentes grupos de ingresos (veanse mayores detalles en los Anexos 4.2 Y 4.3). A este respecto, el periodo de transicion propuesto, que se describe en el Decreto 1212, para hacer posible la multiplicidad de proveedores del gas natural, es una medida muy positiva que debera ponerse en practica tan pronto como sea posible. Este nuevo sistema permitiria a los productores recibir un precio mas alto por el gas natural y suministraria un gran incentivo para las operaciones de exploracion y produccion. El valor residual neto para los productores resultante de esta nueva estructura de precios debera permitir que los productores reciban entre US$l, OO/mpc y US$l,69/mpc por el gas producido (vease el Anexo 4.4). D. FIJACION DE PRECIOSPARA LA ELECTRICIDAD 4.14 La base apropiada para fijar los precios de la electricidad es hacer que estos sean iguales al costa marginal a largo plazo (CMLP) mas el impuesto ad valorem sobre la energia (15%) y el impuesto al valor agregado (15%). Actualmente se estan haciendo estudios detallados del CMLP 'con el Gobierno (en relacion con el Prestamo 7450-AR del Banco). Las variaciones regionales y temporales deben eliminarse. Para cumplir con los objetivos de distribucion de los ingresos, pueden establecerse tarifas minimas 0 "vitales" para los hogares pobres. La comparacion de los precios actuales de la electricidad con los costos marginales estimados indica que: i) los precios para los usuarios residenciales son en promedio muy bajos comparados con el costo marginal (los precios residenciales sin impuestos son solamente del 50% al 60% de los costos marginales sin impuestos); Ii) los precios para usuarios comerciales son muy altos (mas del 150% del costa marginal) y crean un subsidio cruzado respecto del consumo residencial (este subsidio cruzado es relativamente pequeno en terminos de ingresos, porque el consumo comercial - 65 es una pequefia porci6n, tan s6lo el 11%, del consumo total de electricidad); iii) las tarifas industriales sin impuestos estan en promedio entre el 13% y el 24% por debajo del costa econ6mico, incluidos los impuestos. 4.15 En aquellos paises en que hay una gran proporcion de energia hidroE!lectrica en el sistema de generacion, el costa financiero de la electricidad es probablemente mas alto que el costo economico. Esto se debe a que la amortizacion de los prestamos para los proyectos hidroelectricos es mucho mas rapida que la recuperacion de los costos economicos en tales proyec::tos de largo plazo (20 a 30 afios). Tal como se describe en el capitulo anterior, el costo financiero - -es decir, el precio antes de impuestos necesario para cubrir los costos de operaciones, el servicio de la deuda, una recuperacion de la inversion y un 12% de rentabilidad sobre los fondos de energ:La con una rentabilidad del 12% sobre las contribuciones de capital- se eSl:ima en US$0,08/KWh (mayores detalles en el Anexo 10.4) 0 cerca del 15% mas que el promedio ponderado del costa marginal estimado en US$O, 07/KHh (Cuad:r.o 3.11). Por consiguiente, un argumento solido para fijar un impuesto ad valorem del 15% sobre la electricidad es la conveniencia de reflejar este mayor costa financiero. Otras razones para aplicar el impuesto ad valorem sobre la electricidad son: i) evitar la distorsion del precio relativo de los combustibles despues de impuestos; ii) desplazar al sector electrico parte de la mayor carga que recae sobre los hidrocarburos, y iii) propor cionat:' una mayor contribucion a las inversiones en el sector de energia electdca. E. FIJACION INTEGRADA DE PRECIOS Y DE IMPUESTOS 4.16 Las recomendaciones para simplificar y reformar el sistema de impuestos a la energia pueden integrarse con la fijacion de precios sobre la energia a niveles economicos para mostrar la adecuacion de la relacion actual entre precios e impuestos. En el Cuadro 4.1 se comparan los precios comer,:::iales de los combustibles, tanto incluyendo como excluyendo impuestos, con los niveles de precios economicos, tambien incluyendo y excluyendo los impuestos, para 1988 y 1989. Como puede verse, los muy grandes aumentos nominales de precios de julio de 1989 volvieron a elevar muchos preeios industriales hasta cerca del nivel de diciembre de 1988, pero redujeron los precios para las residencias, particularmente del gas natural y de la electricidad, a un nivel considerablemente inferior a los de diciembre de 1988 (en dolares de los Estados Unidos). Las dos ultimas columnas indican la rE~lacion entre precios comerciales reales (cuarto trimestre de 1988) e impuestos reales por un 1ado , y por otro, los precios economicos y nuevas tasas impositivas propuestas. Si bien puede haber algunas incertidumbres en 10 qtle concierne a precios y costos, la observacion principal es que todos los precios del gas natural, especialmente del gas para usuarios resicenciales, son muy bajos, como 10 son tambien los precios de la elect.ricidad, y especialmente para consumo residencia~. kUadfo ~,1! COHPARACIOH p~ ~S PRECIOS ~~S CON ~L COSTO ECONOHICO, 1988 Y 1989 CAMBIO P R E C I 0 S REb A C ION E 8 P 0 R C E N T U ALE S PORCENTUAL Ent.re Entre Entre Entre precio precio precio precio Aumento comercial comercial comercial camercial (dilllllinuci6n) sin con con con nuevos para pasar del Predo Precio Precio illlpuestos impuesto impuestos illlpuestos precio comercial Precio cOlllercial econ6mico econ6mico y precio y precio y precio y precio (con impuestos) comercial con L1 con econ6mico ec on6mi co econ6mico econ6mico al precio liin illlpuestos liin nuevos sin sin con nuevos sin econ6mico (con COOBUSTIBLE i!!!2uestos (0 subsidios) illll!uestos iml!uestes illll!uestos i!!!2uestos i!!!m!estos i!!!2uestos nuevos imEuestos) ll!!.! !.!l!2 ll!!.! l.2§.i ll!!.! !.!l!2 .!!!J!! l.2§.i ll!!.! !.!l!2 ll!!.! l.2§.i PRODUCTOS DEL PETROLEO (US$ por 111 3) Gasolina - COlllun Especial 169 139 146 434 518 344 415 146,6 161,1 375,4 473,6 115 109 95 296 322 235 257 116 109 92 88 256 294 -13% -8% 9 175 91 14 Queroseno 161 128 235 127 168,3 218,7 96 76 140 76 107 58 130 -5% 71 Gas oil 159 131 327 215 168,6 379,3 94 78 194 127 87 57 225 16% 76 Diesel 134 100 194 156 168,9 220 79 59 115 92 88 71 130 13% 41 Fuel oil Industrial, otros 162 81 114 157 109 141,3 149 75 105 144 80 112 130 24 -10 - Energia electrica 102 80 77 80 109 125 94 74 71 73 62 64 115 61 55 GPL (A/45 p~r kg) 1.1:. 12 14,4 9,7 14,3 18,6 84 100 67 77 52 130 29 91 GAS NATURAL (US$ por IIIpC) ~ - Residencial, comercial 1,89 0,40 2,87 0,60 4,05 a 5,26 46 10 71 15 54 12 130 83 776 ~ Industrial 1,87 1,82 2,84 2,79 2,78 L!!. 3,61 67 65 100 100 79 77 130 27 29 - Energia e16ctrica 1,74 1,27 2,64 1,55 2,78 3,19 62 46 94 55 82 48 115 21 107 - Refinaci6n 1,58 2,40 2,78 3,61 56 86 66 130 50 ENERGIA ELECTRICA (cent. de US$ por kWh) SEGBA - Ruidencial Comercbl 4,5 10,8 2,9 6,3 16,8 3,8 6,0 8,7 6,8 11,3 8,84 51 158 33 247 72 44 56 190 33 130 130 79 -52 197 Industrial 4,3 4,6 6,7 5,6 7,28 76 82 119 107 92 82 130 9 21 Promedio de 10 empresas mas grandes de electricidad - Residencial - Comercbl 5,5 12,4 7,6 18,6 8,7 6,8 11,3 8,84 63 182 87 269 67 207 130 50 -48 Industrial 4,9 7,2 5,6 7,28 87 126 97 130 3 L1 Precios econ6micos, sin impuestos, basados en los precios internacionales de los productos del petr61eo en diciembre de 1988, mas costos de distribuci6n. 1.1:. Igual a U8$183 por tonelada, c.i.f. en front.era, mas US$135 por tonelada de costas de transporte y distribuci6n; si se trata de f.o.b., el precio en frontera para exportaci6n seria de U8$164 por tonelada. a Escala de precios econ6micos desde US$4,05, que es el 90% del fuel oil equivalente (US$2,78) mas el costa financiero de distribuci6n (U8$l,27) hasta el queroseno equivalente (US$4,62) minima). L!!. El precio econ6mico se define como el 90% del fuel oil equivalente: 2,78 - 0,90 x 3,09. Tipos de cambio: 12,00 en agosto de 1988, 15,6 en diciembre de 1988. Not.a: Los precios comerciales e impuestos para 1988 eran precios en vigor en diciembre de 1988, t.omados de los Cuadros 3.2 y 3.3. Dat.os de precios en 1989 segun las resoluciones de la SE de fechs 10 de julio de 1989; precios en vigor de julio a diciembre de 1989. - 67 4.17 Sin embargo, es probable que las re1aciones de precios que aparecen en e1 Cuadro 4.1 sean muy a1tas. y sean necesarios aun mayores aumentos para a1canzar los nive1es economicos (inc1uyendo los impuestos). Hay dos razones para esto: primero, los precios y los costos fueron ca1cu1ados durante 1a segunda mitad de 1988, cuando e1 tipo de cambio real estaba sobreva1uado segUn las tendencias historicas (en diciembre de 1988 estaba un 18% por encima del nive1 de diciembre de 1987). E110 significa que las re1aciones de precios (rea1es frente a economicos) son a1go mayores de 10 que se esperar1a en per1odos con un tipo de cambio real menor. Uti1izando e1 18% como ittdicador aproximado del nive1 de sobreva1uacion de 1a moneda argentina, las relaciones de precios para recursos tales como el gas natural y los produc1:os del petroleo. cuyos valores estan vincu1ados a los productos del petro1~:l0 comerciables internacionalmente, deben ser un 18% menores. Para 1a e1ectr:Lcidad, los precios ser1an menores (en do1ares estadounidenses) en un 18%, pE~ro los costos ser1an menores por 1a fraccion de costos extranjeros que inciden en la produccion de electricidad (comprenden alrededor de dos tercios de los costos). La re1acion entre precios y costos para la e1ectricidad ser1a entonces demasiado e1evada en un 10% a 18%. Sesundo, 1a hiperinflacion que se ha dado desde comienzos de 1989 hasta 1a actua1idad redujo los precios reales. Los niveles de precios rea1es de mediados de 1989 aumentaron hasta aproxilllarse a los niveles del cuarto trimestre de 1988, pero 1a inf1acion ascendio a nive1es mayores en 1989 y los tipos de cambio aumentaron, y puede esperarse que sufran variaciones rapidas. Una erosion grande y a largo p1azo de 101:. nive1es de precios del cuarto trimestre de 1989 tendr1a graves consec'.lencias presupuestarias, financieras y economicas. Si bien el nive1 de prec:ios de 1a energ1a cambia con frecuencia, la informacion del Cuadro 4.1 es una gu1a uti1 sobre 10 que deben ser los precios re1ativos. Por 10 demas. los precios residenciales del gas natural y de la electricidad deben aumentarse simu1taneamente de manera que no se creen grandes distorsiones entre los combustibles. En cua1quier caso. habra grandes beneficios --econ6micos, financieros y fisca1es-- al estab1ecerse un nuevo sistema de fijaci6n de precios y de impuestos como el que se describe a continuaci6n: a) Los precios vinculados a los costos economicos de oportunidad dar1an seda1es apropiadas a los productores, refinadores y usuarios de la energia. Las decisiones relativas a produce ion , refinacion y consumo se basar1an en precios que permitiran un uso eficiente y optimo de los recursos. sedalaran correctamente las oportunidades de exportaciones rentab1es y conduciran a decisiones de producci6n tambien rentables. b) Las tasas uniformes de impuestos, tanto a los combustibles no destinados a los transportes como a la e1ectricidad, sumadas a los precios comerciales basados en el costa de oportunidad, dar1an las seda1es apropiadas para promover las sustituciones mas eficientes por parte de los usuarios res idenc ia1es · comercia1es e industriales. La razon de esto es que las distorsiones en los precios re1ativos cobrados a los consumidores ref1ejar1an con mayor exactitud los costos economicos re1ativos. c) La e1iminacion de los subsidios en el consumo de combustibles suministrar1a incentivos para una mayor eficiencia y conduciria a 1a fijacion de tarifas apropiadas en e1 sector electrico. - 68 d) Las tasas de impuestos y la politica de precios que se sugieren para los combustibles destinados al transporte reducirian los incentivos actuales para sustituciones antiecon6micas. e) El ajuste mensual de precios al productor protegeria la financiaci6n de empresas productoras de energia, mientras que los ajustes trimestrales de precios al usuario evitarian el traslado de la inestabilidad cambiaria a corto plazo y eliminarian los obstaculos a la efectividad de los esfuerzos de estabilizaci6n. f) La reducci6n reciente del impuesto al crudo a ser refinado en el pais y las politicas de precios propuestas eliminarian los errados incentivos actuales hacia la sub-utilizaci6n de la capacidad de refinaci6n. g) El sistema de precios, impuestos y transferencias se simplificara enormemente, evitando asi los altos costos inducidos por la ineficiencia de la administraci6n, la inflexibilidad y las excesivas incertidumbres. h) El sistema mas sencillo sugerido para fijar el destino especifico de los fondos energeticos reduciria los costos del sistema actual que sufre de inflexibilidades y al mismo tiempo garantizaria un flujo minima de fondos a largo plazo para finalizar las inversiones de gran prioridad. i) La politica de precios sugerida significa la generaci6n de utilidades considerables en la producci6n de gas natural y de petr6leo crudo, el estimulo a los esfuerzos de exploraci6n y la reducci6n de las necesidades actuales de transferencias de recursos y de compensaciones del presupuesto nacional a YPF y a GdE. j) Estas utilidades podrian ser captadas parcialmente por el Tesoro por medio de los impuestos sobre la renta, y posiblemente a las ganancias extraordinarias, y por el cobro de dividendos. k) Habria considerables variaciones en las utilidades, como reflejo de los cambios en los precios internacionales del petr6leo; sin embargo, no ser1a aconsej able compensar esta inestabilidad mediante gastos publicos financiados con ingresos procedentes del petr6leo y el gas natural. Al mismo tiempo, cuando ~e agoten las reservas de petr6leo y gas natural, sera necesario establecer otras formas de riqueza productiva. Ambos temas seran encarados mediante la puesta en marcha del Fondo de Estabilizaci6n de Inversiones. 1) El nuevo sistema aumentaria los ingresos fiscales netos obtenidos del sector energetico. 4.18 Los aumentos de precios dictados a mediados de 1989, las Leyes de Emergencia y los decretos de desreglamentaci6n emitidos entre julio y diciembre de 1989 son un paso de avance considerable en el proceso de transici6n hacia un sistema de precios exento de regulaciones. Durante el periodo de transici6n, y en vista de la inestabilidad del tipo de cambio y de las altas y variables tasas de inflaci6n, los precios de la energia para los usuarios finales tendrian que ajustarse por 10 menos cada mes, sobre la - 69 base de promedios de los precios comerciales anteriores y de las tasas impositivas sugeridas (eventualmente podrian ser suficientes ajustes trimestrales, si las tasas de inflaci6n son bajas yestables). F. EFECTOS FISCALES DEL NUEVO SISTEMA 4.19 Un calculo a grosso modo de los efectos de los cambios recomendados en la fijacion de impuestos a la energia, de un aumento en los precios conexos y de una reduccion en el nivel de los subsidios, presenta consid.erables resultados fiscales positivos e ingresos adicionales dirigidos a YPF y al Gobierno para inversiones necesarias. 4.20 Es necesario reducir permanentemente los subsidios a las entidades del sector privado y los excesivos pagos de regalias. Estos subsidios suman cerca de US$l.OOO millones anuales (vease el Capitulo III). Los cambios recientes en las regalias sobre el petroleo y el gas natural deberan ayudar a redtlcir en una proporcion de un tercio a un cuarto los subsidios, y la elimirlacion permanente del programa "Compre Argentino" podria reducir estos subisidios a la mitad aproximadamente. 4.21 Las estimaciones aproximadas del efecto de las nuevas tasas imposltivas (aplicadas a los precios no modificados, antes de impuestos) indiccl que una continuaci6n de las mismas tasas de impuestos sobre la gasoli.. na, una tasa mas elevada sobre el gas oil, y tasas menores para otros combustibles (IVA mas el 15% del impuesto ad valorem) producen ingresos globaJ..es en concepto de impuestos a los combustibles que resultan menores en cerca de US$123 millones a los ingresos actuales. Sin embargo, tal como se demuestra en el Cuadro 4.2, esta disminucion se ve mas que compensada por los ingresos tributarios adicionales que se obtienen al aumentar los precios, antes de los impuestos, suponiendo un 21% para el GPL, 52,25% para el gas natura.l, y 20% para la electricidad (10 cual se aproxima a los costos economicos sabre la base de los precios y del tipo de cambio de octubre de 1988), Los consumidores de combustibles del sector privado tendran entonces una tasa de impuesto menor sobre precios mayores de los combustibles. 4.22 El efecto fiscal neto total puede elevarse hasta los US$l. 650 millones anuales, suponiendo que las nuevas tasas impositivas y los mayores precil)s (como se describen en el parrafo anterior) redujeran los subsidios al sector privado y a las provincias en cerca de US$l. 070 millones, que hubiera un aumento en los ingresos tributarios de US$4ll millones debido al impuesto sobre la renta de YPF, que obtiene may~res ingresos, y una correspondiente reducci6n de las necesidades del Gobierno para compensar a las empresas estatales de energia. Estas cifras deben considerarse como aproximadas a fin de indicar las magnitudes generales de las posibles econmuias. Por supuesto, son posibles otras hipotesis de aumentos de precios y rec:ucciones de subsidios, dado que el beneficio fiscal neto puede ser dividido en varias formas entre mayores inversiones de YPF, mayores inversiones en otros sectores y reduccion del deficit fiscal. - 70 - Cuadro 4.2: EFECTO FISCAL APROXlMADO DE LAS RECOMENDACIONES SOBRE FIJACION DE PRECIOS Y DE IMPUESTOS (cifras de 1988 en mi110nes de US$) Plan propuesto con aumentos de los precios comercia1es Ll 1. IMPUESTOS INDIRECTOS Impacto estimado con cambios en e1 sistema impositivo (sobre 1a base de nuevas tasas ap1icadas a precios no modificados antes de impuestos) -123 L1 Ingresos por impuestos indirectos adiciona1es con aumentos de precios, antes de impuestos Ll +256 Ll IVA adiciona1 no deducido -Ill Ll 2. REDUCCION DE LAS COMPENSACIONES DEL GOBIERNO (efecto neto de los aumentos de precios, antes de impuestos y reducciones de subsidios) +1.217 3. AUMENTO APROXIMADO EN LOS IMPUESTOS DIRECTOS (DEBIDO AL AUMENTO DE INGRESOS DE YPF) +411 EFECTO FISCAL NETO +1.650 L1 Las tasas impositivas se describen Capitulo IV, 5ecci6n A. Ll Aumentos de los precios comercia1es del 21% en e1 GPL, 52,25% en e1 gas natural, 20% en las tarifas e1ectricas. Ll E1 IVA no se deduce sobre las tasas actua1es, pero seria deducido por las empresas estata1es en e1 nuevo sistema. - 71 CAPITULO V SVMINISTRO DE GAS NATURAL Y DE PETROLEO A. RESERVAS Y PRODUCCION Reserv,as 5.1 El futuro suministro de petroleo crudo y de gas natural en la Argentina depende de la posibilidad de utilizar las reservas de hidrocarburos del pals. El principal obstaculo para evaluar esta posibilidad, sin embargo, es que los criterios y las definiciones que emplean las autoridades argentinas para determinar las reservas no son comparables ni compatibles con los usados por la industria internacional del petroleo. Durante la preparacion del Plan de Energia correspondiente al periodo 1986-2000, se usaron las cifras para las reservas probadas de petroleo crudo estimadas oficialmente por IFF al 31 de diciembre de 1985, que ascendian a 348 Mm3. De hecho, las reservas reales probadas de petroleo crudo en esa fecha eran solamente de 260 Mm3 despues de efectuados los aj ustes correspondientes, porque IFF habia incluido un volumen significativo de reservas clasificadas baj 0 1a singular denominacion de "condicionadas"; la explotacion de tales reservas dependia de que se superaran los factores que restringian la explotacion y produccion reales de estos volUmenes, vale decir, que en las condie iones economicas existentes, no eran recuperables. Dado que estos volUmenes de "reservas condicionadas" no se identificaban en ese entonces - -ni l3.hora- - en la publicacion anual de reservas oficiales de YPF, hubo un malentendido general sobre la situacion real de las reservas probadas de petrol eo. Para determinar una base realista que permita estimar las reservas proba6as y proyectar el suministro futuro de petroleo crudo y de gas natural en la Argentina, deben ajustarse los volUmenes de reservas notificados oficil3!lmente, pero de acuerdo con los criterios y las definiciones aceptadas en gerleral por la industria del petroleo. 5.2 Como resultado de las recientes revaluaciones, se estima que las reservas probadas de petroleo crudo al 1 de enero de 1988 son de solo 224 Mm3 (1.410 millones de barriles). frente al anterior estimado de 357 Mm3 (2.200 millones de barriles). A la tasa de produccion corriente de alrededor de 11.000 m3 diarios (447.000 Bd), que se necesitan para atender el consumo actual, el coeficiente reservas probadas/produccion para el petroleo crudo equiv~,le a ocho anos de suministro. Por ende. sera' cada vez mas dificil atendf!.r la demanda futura proyectada de hidrocarburos liquidos a partir de fuentf!S conocidas. En forma similar, las reservas probadas de gas natural estimadas en forma realista al 1 de enero de 1988. son solo de 554. 000 Mm3 (19,6 bpc) en comparacion conel anterior estimado oficial de YPF de 693.400 Mm3 (24,4 bpc), 10 cual con la tasa de produccion actual hace que el coeficiente reservas probadas/produccion del gas natural sea equivalente a 20 anos de suministro. Al 1 de enero de 1989, las reservas oficiales de petroleo crudo y gas natural habian aumentado un poco en relacion a los volUmlmes de la misma fecha del ano anterior. que se utilizaron para preparar este informe. Dado que el volumen de produccion de petroleo crudo durante - 72 1988 fue de 25.539 Mm3 y al 1 de enero de 1989 hubo un aumento de las reservas probadas oficiales de 5.319 Mm3 (como se indica en el Anexo 1), ~l incremento del volumen total de estas reservas durante 1988 fue de 30.858°Mm3. De este total agregado, el 77% corresponde a revisiones y estudios de xacimientos conocidos, 20% a la explotacion de estos yacimientos y 3% (926 Mm~ a tareas de exploraci6n. 5.3 Durante 1988. el volumen de produccion de gas natural fue de 22.700 MMm3 Y hub 0 un aumento de las reservas probadas oficiales de 79.623 MMm3 (Anexo 1); por 10 tanto, el incremento del volumen total de reservas probadas oficiales durante 1988 ascendi6 a 102.323 MMm~ Todo este volumen total agregado resulto de revisiones y estudios 0 de una ma?or explotaci6n de yacimientos conocidos. De este aumento neto de 79.623 MMm al 1 de enero de 1989, el 62% correspondio a yacimientos conocidos en el noroeste y el 22% a los de la zona austral. El aumento neto de las reservas de gas natural probadas en la cuenca del Neuquen, donde se dispone de capacfdad en las lineas troncales, ascendi6 a s6lo el 5% del total. Las reservas oficiales probables se redujeron en 36.046 MMm3 durante 1988; este volumen se incorpor6 al aumento total neto de las reservas oficiales probadas. Sobre la base de la informacion disponible, el aumento neto de las reservas adicionales probadas fue de 43.577 MMm3. No resulta factible efectuar una evaluaci6n especifica de los resultados de la exploraci6n, pero a juzgar por los indicios, contribuyo muy poco a la situaci6n de las reservas de gas natural durante 1988. Sin informacion detallada de cada yacimiento y las reservas condicionadas, no es posible ajustar las reservas oficiales de gas natural que aparecen en el Anexo 1 al 1 de enero de 1989. Disminuci6n de la producci6n petrolera 5.4 Los recursos energeticos de la Argentina son abundantes y diversos, pero el pais aun depende mucho de los hidrocarburos (productos refinados del petroleo y gas natural) como fuente principal de energia; estas fuentes atienden mas de dos tercios de 1a demanda total. Por esta raz6n, e1 objetivo principal del Gobierno en el sector de hidrocarburos ha sido lograr el autoabastecimiento. De principios a mediados de la decada de 1970, la Argentina tuvo que importar voldmenes significativos de petroleo crudo y productos, pero despues de la primera crisis petrolera de 1973, que ocasiono graves problemas de balanza de pagos, el Gobierno decidio en 1976 incrementar la funcion del sector privado en la produccion de petr6leo crudo y de gas natural. Este cambio de politica, junto con el descubrimiento y la explotaci6n por parte de YPF de dos grandes yacimientos de condensado y de gas natural en las postrimerias de los anos setenta, trajo un aumento de la producci6n de gas natural y de petr6leo crudo que, en 1983, reduj 0 las importaciones a cero. Sin embargo, la producci6n de petr6leo crudo cay6 en un 14% entre 1981 y 1987, aunque esta tendencia se revirti6 en 1988. La disminuci6n de la producci6n de petro-.e t por parte de YPF fue consecuencia de la decisi6n gubernamental de reducir las inversiones al minima y producir s6lo el volumen que permitiera atender las necesidades internas. 5.5 En los ultimos anos, YPF se ha visto forzado a reducir las inversiones planeadas, porque el Ministerio de Economia y la Secretaria de Hacienda no han autorizado el total de gastos programados por YPF para nuevas - 73 inversiones en exploracion y produccion de petroleo crudo. Las politicas oficiales tambien restringieron las actividades de exploracion e inversion en produccion del sector privado en las areas de produccion de YFF. Por consiguiente, la menor participacion del sector publico en la inversion en exploracion de hidrocarburos no fue compensada por inversiones del sector privadel. Esta disminucion de la inversion se ha intens ificado en los lil timos ai'l.os porque YFF tuvo que dedicar una parte sustancial de sus fondos a la explotclcion de nuevos yacimientos de gas natural, para abastecer a los sistemns de gasoductos de Gas del Estado, en rapida expansion. B. f6RTICIPACION DEL SECTOR PRIVAPO EN LA EXPLORACION Y LA PRODUCCION (1958 a mediados de 1989) 5.6 En la Argentina existen opiniones legales encontradas acerca de si el sector privado puede asumir directamente los derechos de explotacion sobre el petroleo, 0 si solamente puede hacerlo por medio de contratos con YFF, de confonnidad con la Ley del Petroleo promulgada en 1967. Actualmente, se consid4~ra que YFF tiene todos los derechos petroleros en el pais y, por ende, es la entidad que contrata con el sector privado. Sin embargo, el sector privadc) nacional siempre ha indicado su preferencia a tratar directamente con el Gobierno en asuntos relacionados con el petroleo. Explor.:lcion y produccion de hidrocarburos por el sector privado desde 1958 a 1985 5.7 Historicamente, las actividades de exploracion y produccion de las compai'l.ias petroleras internacionales en la Argentina han sido esporadicas. Aunque durante varios ai'l.os las compai'l.ias petroleras internacionales no fueron bienvenidas, habia cierta actividad del sector privado en el pais, en su mayor parte de compaiiias nacionales privadas bajo diversos tipos de contratos con YPF, por 10 general de servicios de produccion y de recuperacion secundaria. La caracteristica principal de estos contratos de servicios es que los operadores pueden entregar la produccion de petroleo crudo a YPF a precios que en ciertos casos son mas altos que los internacionales y, ademas, entregar gas natural a precios mejores que los ofrecidos de acuerdo a los contratos del tipo Plan Houston. Estos, y otros acuerdos entre YFF y el sector privado, fueron el resultado de las modificaciones a la Ley del Petroleo aprobadas en 1976. La estructura de estos contratos de servicios debe revisarse para determinar si otorgan incentivos apropiados para la explotacion optima de pequeiios y grandes yacimientos .. Plan Houston 5.8 Desde 1985 el Gobierno ha realizado esfuerzos significativos para intensificar la participacion del sector privado en la exploracion y la produccion de hidrocarburos, por parte de las compai'l.ias petroleras tanto inten:.acionales como nacionales. La primera tentativa fue el Plan Houston, que SE: puso en marcha en 1985, con la participacion directa del Gobierno y de YPF. De acuerdo con este plan, un total de 164 areas de exploracion - -que varian en tamaiio desde los 10.000 km2 en tierra firme has ta los 150.000 km2 en el zocalo continental, cada una con diversos grados de riesgo de - 74 exploraci6n, y distribuidas en todas las cuencas sedimentarias del pais-- se licitaron por YPF al sector privado mediante contratos de operaci6n. En las primeras tres rondas de ofertas de este plan se han adjudicado 35 contratos a diversos consorcios formados por companias petroleras internacionales y nacionales. A mediados de 1988 se habian firmado dieciseis de los contratos, y los trabajos sismicos y geo16gicos correspondientes (para los cuales se otorgan plazos de hasta tres anos) se iniciaron a mediados de diciembre de ese ano. El Presidente de la Republica firm6 aproximadamente en esa fecha los contratos de otras cinco areas, pero la aprobaci6n oficial de los 15 contratos restantes estaba aun pendiente. Las inversiones totales necesarias para cumplir los compromisos de trabajo ascienden a unos US$500 millones. 5.9 Los aspectos mas significativos del Plan Houston son: i) alinear la compensaci6n que se paga al contratista con el 80% del valor internacional del petr6leo crudo y entre el 14% al 28% en el caso del gas natural y ii) el compromiso por parte de YPF de pagar un porcentaje convenido de la compensaci6n del contratista (porcentaje que forma parte de la propuesta del contratista al momenta de la licitaci6n) por el petr6leo crudo producido (no se mencion6 la compensaci6n para el gas natural) en d6lares de los Estados Unidos 0 en volUmenes exportables de petr6leo crudo, si YPF no puede pagar en dicha moneda. 5.10 La cuarta ronda de licitaci6n del Plan Houston abierta el 2 de marzo de 1989 comprendi6 un total de 63 areas, y se espera que se adjudiquen unas 20. No hubo interesados para mas de los dos tercios de los bloques ofrecidos, debido a falta de suficiente informaci6n tecnica basica, necesaria para suscitar el interes de las companias petroleras internacionales privadas. Las condiciones actuales de licitaci6n y los contratos modelo respectivos no muestran diferencias sustanciales con respecto a los anteriores documentos de licitaci6n, aunque se han introducido algunas modificaciones derivadas de la experiencia adquirida en las anteriores rondas de negociaciones. Las disposiciones sobre el Compre Argentino, y un creciente nUmero de nuevos impuestos engorrosos (como el reciente Intento de exigir pagos del IVA en las facturas del operador de cada area a los participantes en la empresa conjunta del contrato correspondiente), aumentaran ineludiblemente el costo de exploraci6n de estas areas. Las condiciones de los contratos para el gas natural - -principalmente las relativas a los precios (que son baj os) y los pagos a los contratistas (solamente en australes)·· desalentaran tanto la exploraci6n como la producci6n del gas natural por las companias contratistas. Es menester hacer modificaciones aun mas importantes en el formato del Plan Houston, principalmente para encarar estos problemas, pero tamoien para racionalizar los lentos procedimientos oficiales de aprobaci6n. Se considera que la exigencia de incluir una compania privada nacional en cada consorcio que presente una oferta no sirve a los intereses nacionales y s6lo aumenta el costa total. Plan Olivos 5.11 El segundo metoda que aplic6 el Gobierno para aumentar la participaci6n del sector privado en la industria petrolera fue el Plan Olivos, que se puso en marcha en 1987. El objetivo era proporcionar por una - 75 unica vez incentivos a las nuevas inversiones y obtener un aumento a corto p1azo del petro1eo crudo pr~ducido a traves de los 22 contratos de exp10tacion vi gentes (principa1mente firmados con companias privadas naciona1es). En estos contratos, los precios negociados para 1a produccion de petro1eo crudo anterior a 1987 fueron en general mucho mas bajos que los internaciona1es. Para fomentar las necesarias inversiones nuevas, e1 precio de 1a produccion incremental que se obtuviera de estas areas se fijo en e1 80% del precio internacionaL A pesar de este incentivo, en apariencia adecua:io, hasta diciembre de 1988 solamente se habian renegociado dos contral:os. Petroplan 5.12 E1 tercer programa propuesto por e1 Gobierno de Argentina para aumentar 1a participacion del sector privado en 1a exp10racion y la produccion de hidrocarburos se 11amo Petrop1an. La idea basica era 1icitar areas de produccion margina1es de YFF sobre 1a base de una bonificacion inicial en efectivo que se pagaria a YFF por las reservas de petro1eo que aun existian en e1 yacimiento, y por e1 uso de los equipos y las insta1aciones de pre.duccion existentes. A su vez, YPF debia recibir una participacion mensual en 1a produccion equiva1ente a1 20% del valor del petro1eo crudo extraido, y de este porcentaje pagaria las rega1ias provincia1es y retendria e1 sa1do para cubrir los gastos generales y de administracion propios de YFF. Aunque este programa procuraba proporcionar un verdadero incentivo para el aumento de 1a produccion de las areas marginales de YPF, por medio de inversiones directas del sector privado y, principa1mente, por medio de 1a partie ipacion de las companias privadas naciona1es, nunca se 10 puso en ejecueion. C. COSTOS DE EXPLORACION Y PRODUCCION DE YFF 5.13 Estos costos comprenden todos los gastos directos de exp10racion, perfol'acion y produccion correspondientes a personal, materia1es y servicios, inc1uldos gastos generales de administracion, mas las inversiones admintstrativas para estas actividades. Se inc1uye en e1 Anexo 5.5 un resumen de los presupuestos anua1es de YPF de 1988 y 1989, con todos los gas to!; y las inversiones para cada uno de estos periodos distribuidos en dos categc)rias: 1) costos de exploracion y produccion y Ii) costos de refimlcion, transporte y comercia1izacion. Los costos indicados en e1 Anexo 5.5 exc1uyen todos los pagos de YFF por e1 gas ,natural y e1 petro1eo producidos por las companias contratistas, asi como los pagos de impuestos, rega1tas e intereses, para poder determinar los costos directos de las opera(;,iones de produccion de YPF. Con e1 obj eto de proyectar los costos futur()s de YPF, teniendo en cuenta los niveles variables de produccion de gas natural y de petro1eo, y debido a1 excesivo nl1mero de personal emp1eado en re1ac:~on con las exigencias de las operaciones, se considero que los US$369, 3 mi110nes anua1es uti1izados en promedio en personal eran un gasto anua1 fij 0, vale decir, no se requeria personal adiciona1 aunque 1a produccion aumentara mucho en e1 futuro. En forma similar, 1a parte de las inversiones admin:Lstrativas (computadoras, equipo de oficina, etc.) correspondientes a los costos de las operaciones de produccion, que suman en promedio US$45,6 · 76 millones anuales, se consideraron tambien gasto anual fijo. Se considero que los gastos de materiales y servicios eran variables, segUn los voltimenes de petroleo crudo y de gas natural que se produjeran cada ano. Sobre la base de los sustanciales esfuerzos de YPF por aumentar la produccion de gas natural en ese momento, se supuso que alrededor de una tercera parte del promedio de los gastos totales de servicios y materiales (US$492,7 millones) corresponderian al gas natural; este monto de US$164.230.000 para una produccion promedio de gas natural de 22,807 MMm3 definia un costa de explotacion variable del gas natural de US$7, 20 por 1.000 m · 3 En forma similar, los dos tercios restantes del gasto promedio de materiales y servicios, US$328. 470.000, para una produccion de petroleo crudo de 16,72 Mrn3 , definian un cos to de explotacion variable del petroleo crudo de US$19, 60 3 por m . Costos de inversion de YPF 5.14 YPF explora y produce petroleo crudo y gas natural en cinco zonas geograficas: Noroeste, Mendoza (Cuyana), Neuquen, Golfo de San Jorge y Austral. Los costos de perforacion de pozos, tanto de exploracion como de explotacion, y los costos de las operaciones sismicas varian en forma considerable entre las cinco areas y dentro de cada una de ellas, debido a la profundidad de los pozos, las condiciones del terreno, las condiciones del subsuelo, etc. Con el objeto de realizar proyecciones de las futuras inversiones de YPF, se determinaron en detalle los costos de las operaciones sismicas y de perforacion de pozos, sobre la base de los presupuestos anua1es de YPF de 1988 y 1989, Y de otras estimaciones de los costos de YPF para la perforacion de futuros pozos mas profundos 0 ubicados en el zocalo continental, en las cinco zonas geograficas. Sobre la base del ntimero y del tipo de pozos que se preve perforar en cada area, se definieron las inversiones especificas. Luego, se combinaron las cinco areas en una proyeccion de la inversion anual global de YPF, distribuida por pozos de exploracion, pozos de explotacion y tareas sismicas. D. PROYECCIONES DE LA PRODUCCION DE PETROLEO CRUDO 5.15 Se han elaborado dos hipotesis para estimar la produccion futura del petr6leo crudo en 1a Argentina. Las proyecciones de produccion anual se han efectuado sobre la base de las reservas probadas de petroleo crudo, revisadas al 1 de enero de 1989, y utilizando las proyecciones de produccion real preparadas para los contratistas y concesionario~ de YPF. 5.16 Las dos hip6tesis elaboradas en el estudio del sector son las siguientes: a) Hlpotesis de Suministro Minimo (pesimista): supone que la Argentina no va a estar en situacion economica de respaldar la ampliacion de las actividades de exploraciony explotacion mas alla del nivel actual e historico logrado por YPF durante los ultimos siete anos, y - 77 b) Hip6tesis de Suministro Maximo (optimista): supone que para el ano 1990, la Argentina podria iniciar tareas de exploraci6n y de explotaci6n sustancialmente mayores, de acuerdo con las hip6tesis y parametros tecnicos del Plan de Energia y por ende podria aumentar la producci6n de petr6leo crudo por encima de la futura demanda interna estimada. 5.17 En la hip6tesis de suministro minimo, los supuestos basicos fueron que: ;i.) las tasas futuras de producci6n anual se limitarian a mantener un sumini!i:tro maximo equivalente a ocho anos, sobre la base de las reservas probadus restantes al comienzo de cada ano, incluidas las reservas nuevas que segUn las estimaciones se obtendrian por exploraci6n en el curso del ano anterior, y ii) los futuros programas de trabajo e inversiones de YPF y del sector privado serian muy similares a aquellos realizados en el pasado reciente, vale decir de 1981 a 1988, 10 que resultaria en adiciones anuales similares de nuevas reservas. Por consiguiente, aunque la actividad de exploraci6n se realizara durante el periodo integro, desde el ano 1989 hasta el 2000, 1a generacion de nuevas reservas de petr6leo crudo no lograra los volUmenes de producci6n reales de cada periodo anual, y por 10 tanto se proyec'::a una dec1inacion constante de la producci6n desde 1990 hasta el ano 2000. Sin embargo, desde mediados de 1989 hasta mediados de 1990, la produc,:ion de petr6leo crudo experimentara un pequeno aumento como resultado de la entrada en produccion de los nuevos yacimientos descubiertos por el consor.::io Total-Bridas-Deminex en el z6calo continental de la cuenca austral. En la bip6tesis de Suministro Maximo, los supuestos basicos formulados fueron que, i) a partir del cuarto trimestre de 1989, las inversiones en exploraci6n y en I~xplotacion (cantidad de pozos de exploraci6n, extensi6n de lineas sismicas, nUmero de pozos de explotaci6n, etc. ) concordarian con los parame t:ros tecnicos del Plan de Energia 1986-2000; ii) los costos de las inversiones se basaron en los presupuestos anua1es reales de YPF para 1988 y 1989, Y iii) las tasas anuales futuras de producci6n de petr6leo crudo se limitarian a mantener un suministro maximo equivalente a ocho anos, sobre la base de las reservas probadas restantes al comienzo de cada ano. Por consiguiente, se preve que los grandes aumentos en las inversiones, particl~larmente para la actividad de exploraci6n, generaran anualmente nuevas reservas de petr6leo crudo mayores que los volUmenes producidos reales, 10 que dara un aumento de las tasas de producci6n del petroleo crudo desde 1990 hasta el ano 2000. Las proyecciones del Plan de Energia 5.18 La Secretaria de Energia preparo a fines de 1985 ciertas proyecciones de la producci6n de petroleo que se inc1uyeron en el Plan de Energia 1986-2000. En la preparaci6n de este Plan se reconocio el problema critico de los nive1es de reservas de petr6leo crudo. Los supuestos basicos y los parametros tecnicos utilizados pueden resumirse como se muestra a contin.uaci6n: i) la base de reservas de petroleo crudo era la del 31 de dicielI:bre de 1985, vale decir 348 MIn3, como 10 informara oficialmente YPF; ii) el objetivo basico del Plan de Energia era obtener una producci6n de petrol eo crudo suficiente para garantizar el suministro adecuado de productos liquidos nacionales; iii) otro objetivo era el de permitir la sustituci6n de ciertc·s productos del petr6leo por gas natural, principalmente el fuel oil, - 78 Y iv) e1 objetivo final era e1 de obtener una re1acion minima entre reservas probadas de petro1eo crudo y produccion equiva1ente a 15 anos del consumo en 1990, y en adelante segUn las proyecciones de la tasa de demanda. 5.19 Las obligaciones del sector de hidrocarburos segUn este Plan de Energia exigen energicas actividades de exploracion y de explotacion y las inversiones correspondientes ano tras ano desde 1986 hasta el 2000. Es asi que a partir de 1986, se perforarian unos 250 pozos de exploracion al ano, con una inversion total en exploracion y explotacion de alrededor de US$1.300 millones anuales. la cual habria aumentado en el ano 2000 a mas de US$1.500 millones anuales. 5.20 El Plan de Energia sufrio una serie de contratiempos desde el inicio y ha carecido de un enfoque realista y adecuado. Por ejemplo, las reservas probadas de petro1eo crudo en ese momento eran de solamente 260 Mm3, en lugar de 348 Mm3 estimados por YPF al 31 de diciembre de 1985, porque YPF habia incluido un volumen significativo de reservas "condicionadas" que no podian explotarse en las condiciones economicas prevalecientes. En forma similar, la exploracion, explotaciony programas de inversion llevados a cabo durante el periodo 1986-88 han sido muy inferiores a las proyecciones del Plan de Energia. 5.21 Por consiguiente, sobre la base de 1a experiencia derivada de los primeros cuatro anos de ejecucion real del Plan de Energia --tiempo en el cual el mlmero de pozos de exp10racion perforados fue 414 menos que los programados y las inversiones totales no alcanzaron a 10 previsto por un monto de US$1.445 millones-- es evidente que el Plan no se ha ejecutado como se 10 programo. Esto se debe principalmente a las limitaciones financieras impuestas por el Gobierno a las inversiones de YPF, y a que no se tomaron medidas para aumentar las inversiones del sector privado y compensar la reduccion de las de YFF. La mej or opcion futura para resolver esta deficiencia seria promover una participacion realmente significativa de las companias petroleras privadas internacionales, tanto en las tareas de exploracion como de explotacion. Esto debe hacerse rapidamente para cump1ir los objetivos de produccion del Plan de Energia. La Hipotesis de Suministro Minimo 5.22 La Hipotesis de Suministro Minimo muestra una produccion de petro1eo crudo anual de 25,691 Mm3 para 1990, yen constante declinacion para el resto del periodo, alcanzando los 16,105 Mm3 en el ano 2000 (Anexo 5.1). Sin embargo, la produccion de gas natural aumentara· durante los proximos cuatro anos de 26.174 Mm3 en 1989 a 30.572 Mm3 en 1992, Y permanecera constante de alIi en adelante (Anexo 5.7). Esta limitacion en 1a produccion de gas natural es atribuib1e a las reservas probadas y a la capacidad del sistema de gasoductos de Neuquen, ya que es la unica area que contara con un gasoducto de capacidad suficiente con anterioridad a 1995. Cuando se descubran y exploten nuevas reservas en la zona, solo los gasoductos seguiran imponiendo limitaciones. - 79 5.23 Los supuestos basicos y los parametros uti1izados en 1a preparacion de los estimados de produccion para 1a Hipotesis de Suministro Minimo se basan integramente en las actua1es 1imitaciones presupuestarias de YPF para las inversiones y actividades de exp10racion y exp10tacion. Por consiguiente, e1 programa de trabaj 0 de YPF para 1a exp10racion y 1a exp10t'lcion ref1eja actividades actua1es e historicas, mas las inversiones rea1izadas por los contratistas y los concesionarios de YPF. Tambien inc1uye una c~mtidad muy 1imitada de estudios sismicos y de perforaciones de exp10r.:1cion que rea1izaran las companias privadas que hayan obtenido areas con aI'regio a1 Plan Houston. Los costos operativos y administrativos utiliz.;ldos para formu1ar 1a Hipotesis de Suministro Minimo se basan en los presup·.lestos anua1es rea1es preparados por YPF para 1988 y 1989, en donde se inc1uyim todos los gastos y las inversiones para operaciones de exp10racion, perfor:lcion y produccion, mas 1a parte proporciona1 de las inversiones y gastos generales administrativos. Se han exc1uido los pagos de impuestos, rega1ias e intereses. En e1 ca1cu10 de los costos operativos de produccion de YPF utilizados para e1aborar esta Hipotesis de Suministro Minimo, los costos operativos fijos para exp10racion, perforaciony produccion comprenden todos los costos del personal que trabaja en esas actividades y 1a parte proporciona1 de las inversiones administrativas; estos costos operativos fijos se mantienen constantes sobre una base anua1 para e1 periodo 1989-2000. Los costos operativos medios variables por unidad de produccion para materia1es y servicios se estimaron asignandodos tercios del total de los costos de materia1es y servicios a 1a produccion real de petro1eo crudo de YPF, y un tercio a 1a produccion real de gas natural (sobre 1a base de los presupuestos de 1988 y 1989). Las inversiones anua1es para exp10racion y produc'c:ion de gas y de petro1eo se estimaron directamente conforme a1 nive1 proyectado de estas actividades. La Hip'6tesis de Suministro Maximo 5.24 La Hipotesis de Suministro Maximo (Anexo 5.1) puede parecer a 10 sumo puramente teorica en las presentes condiciones economicas del pais; sin embarg,o, se 1a e1aboro para demostrar e1 nive1 de produccion que puede a1canzarse, cuando las condiciones economicas permitan amp1iar 1a inversion y haya mejoras en las po1iticas de precios e impuestos. Los supuestos principa1es y los parametros tecnicos utilizados para la preparacion de esta hipotesis son simi1ares a1 caso de suministro minima e identicos a los uti1i2ados para 1a preparacion de 1a a1ternativa del Plan de Energia. La Hipotesis de Suministro Maximo supone nive1es sustancia1mente mayores de activi.dades de exp10racion y de exp10tacion, y nive1es correspondientes mayore:s de inversiones desde 1989 hasta e1 ano 2000 .(como para e1 Plan de Energ1.a), con e1 proposito de aumentar 1a produccion de petro1eo crudo por encimcl de 10 que se necesita para satisfacer 1a demanda interna. Para a1caru:ar este objetivo, sin embargo, se ha e1iminado 1a restriccion de mantener un coeficiente de produce ion a reservas probadas de 15 anos (como sup OnE! e1 Plan de Energia) y en su 1ugar se supone solamente una re1acion produc:cion a reservas probadas de 8 anos. 5.25 Como se observa a1 examinar e1 nive1 real de actividades de exp10racion y de exp10tacion durante e1 periodo de 1986 a 1988, y consiro de las instalaciones de generacion y distribucion ocasionado por los bajos niveles de inversion y las deficientes practicas de operacion y mantenimiento, y iv) un sistema financiero debil agobiado por una onerosa deuda externa y un bajo nivel de recursos provenientes de sus operaciones, debido principalmente a que las tarifas no reflejan los costos reales. Las dificultades economicas que experimenta ahora el pais requieren que se intensifiquen los esfuerzos para que las actividades en el sector de energia electrica sean eficientes y economicas, reduciendose asi su dependencia del apoyo del Gobierno. A fin de alcanzar ese objetivo, deberian adoptarse con prontitud medidas correctivas para: i) mejorar la organizacion del sector; ii) asegurar que su expansion siga normas de economia y eficiencia; iii) mejorar la eficiencia operacional de las instalaciones; iv) promover la conserv'acion de energia y reducir las perdidas tecnicas y los robos de electricidad, y v) reducir el nivel de inversiones y mejorar las finanzas del sector. 8.2 El financiamiento del Banco ha a1entado al Gobierno a llevar a cabo un programa de reformas para abordar los principales problemas del sector, que incluyen: i) un estudio de la organizacion sectorial y de la eficiencia de las empresas publicas que, segUn se preve, formulara recomendaciones para mejorar la estructura institucional (en ejecucion); ii) el compromiso de la Secretaria de Ene~gia (SE) de adherirse a los principios del costa minima cuando actualice el plan de expansion; iii) la preparacion por la Secretaria de Energia, Servicios Electricos del Gran l!.uenos Aires (SEGBA) y Agua y Energia Electrica S .A. (AyE) de un programa para la rehabilitacion de las centrales termicas; iv) la aplicacion de un programa por SEGBA, la mayor empresa nacional de servicio publico, para reducir las perdidas y los robos de electricidad, y v) la iniciacion por el Gobierno de un Programa de Rehabilitacion Financiera (PRF) para recuperar el vigor financiero del sector. En los parrafos siguientes se da un panorama general y se formulan recomendaciones con respecto a los medios de abordar - 127 no cubiertas totalmente en los acuerdos vigentes entre el Banco y el Gobierno, y se analizan las actividades que estan recibiendo actualmente financiamiento del Banco. B. EL MERCADO DE LA ELECTRICIDAD Aumento de la demanda 8.3 La demanda de electricidad en Argentina ha crecido tradicionalmente a una tasa elevada y el consumo per capita en la actualidad es uno de los mas elevados de la regi6n. El consumo total aument6 a un ritmo del 8% al ana entre 1960-70 y del 6,1% anual entre 1970-80. Las tasas de crecimiento se desaceleraron al 2,8% entre 1980-84, y el consumo decreci6 en 2,2% en 1985, a consecuencia de las dificultades econ6micas del pais. El consumo volvi6 a subir a alrededor del 7,4% anual entre 1985-87, pese a q~e la economia prosper6 poco 0 nada. Al igual que el consumo global de energia, el de electricidad no se ha mantenido al ritmo del crecimiento econ6mico, es decir, entre 1970-87 el consumo de electricidad per capita aument6 1,6 veces, en tanto que el PBI per capita ha decrecido en terminos constantes. Metodologia de las proyecciones de la demanda 8.4 Las proyecciones de la demanda de electricidad son preparadas bajo la responsabilidad de la Secretaria de Energia (SE), en el marco de la planificaci6n global del sector de energia, por un grupo de trabajo ad hoc que incluye representantes de la SE y de las principales empresas de electricidad. Esto alienta el libre intercambio de opiniones acerca de la metodologia, la interpretaci6n de las tendencias de los datos y la adopci6n de criterios y parametros, y ademas permite llegar al consenso con mayor facilidad. Las proyecciones se actualizan anualmente durante el segundo trimestre del ano, conforme a los datos sobre consumo real del ano precedente. 8.5 El grupo utiliza un modelo econometrico aplicado a cada tipo de usuario: residencial, comercial, industrial y otros. En 10 que se refiere al sector residencial, las proyecciones se basan en una correlaci6n entre el consumo por unidad familiar y el crecimiento del PBI per capita, en los cambios en los precios de la electricidad y en una variable que capta el crecimiento "aut6nomo" 0 inexplicado. Para obtener el consumo total se estima el nUmero de unidades familiares sobre la base del crecimiento de la poblaci6n y mediante proyecciones de datos ex6genos del nUmero de personas que incluye cada unidad familiar y la cobertura de los servicios electricos .. Las proyecciones del sector comercial se basan en un modelo que utiliza como variables explicativas el componente comercial del PBI J los precios de la electricidad comercial. En 10 que hace al sector industrial, se trata por separado a la industria pesada, y las proyecciones se basan en el incremento esperado de la demanda determinado para cada uno de los principales usuarios sobre la base de sus planes de expansi6n, en tanto que la industria liviana y otras diversas se correlacionan con el PBI correspondiente a las industrias manufactureras y el precio de la electricidad industrial. Por ultimo, las - 128 proyecciones de la demanda correspondiente a otros, por ej emplo , el sector publico, transporte, riego, se basan en la extrapolacion simple de las tendencias anteriores. 8.6 Aunque las proyecciones por tipo de usuario son adecuadas, la metodologia expuesta tiene algunos puntos debiles que deben remediarse para obtener mejores resultados. El modelo no incluye cambios en las pautas de consumo de combustible ni cambios de un combustible a otro. Por otra parte, no e~. posible verificar el consumo global de energia. Dada la falta inherente de precision de cualquier metoda de prevision de la demanda, seria aconsejable concentrar las proyecciones de la demanda en la preparacion de unaspocas hipotesis viables alternativas, entre las cuales se seleccionaria la mas probable para planificar la expansion. Los sectores que ofrecen posibilidad de mejora se examinan a continuacion. 8.7 Sector residencial: i) La demanda de electricidad se proyecta sin tener debidamente en cuenta la posible sustitucion debida a diferencias de precios entre los combustibles. Aun cuando las posibilidades de sustituir la electricidad utilizada para producir calor son limitadas (dado que en la Argentina 1a calefaccion residencial se produce en general mediante la combustion de gas), tal vez corresponda verificar el consumo total de energia. ii) La informacion utilizada en el modelo (poblacion, consumo per capita, PBI, precios) es muy global y quizas encubra diferencias significativas en las modalidades regionales, que seria utH identificar cuando se prepare un modelo mas detallado y despues de comprobar con todo cuidado 1a coherencia de los datos basicos. iii) Los datos relativos a la elasticidad de los precios se obtuvieron de una fuente externa y debe anallzarse su validez. 8.8 Sector comercial: i) Debe examinarse la elasticidad de los precios, ya que los datos provinieron de una fuente externa. ii) El elevado valor atribuido al crecimiento autonomo (4,4% anual) reduce la validez de las varia.bles explicativas en 10 que respecta a la mayor parte del crecimiento del sector (6,1% anual). 8.9 Sector industrial: i) Entre las variables explicativas no se inch.yen los precios de los combustibles ni del gas, 10 que elimina la posibilidad de representar en el modelo la sustitucion de precios. ii) La utiU.zacion de valores de la elasticidad de los precios provenientes de una fuente distinta, reduce la validez de las conclusiones que se extraen del modelo. iii) Eluso de un componente "autonomo" ~o tiene justificacion anaU.tica, si bien parece explicar una proporcion sustancial del crecimiento del sector. Dada la importancia del consumo del sector industrial en el consumo total de electricidad, debe procurarse elaborar un modele mas detallado que represente el consumo por regiones y por actividades, a fin de capt~lr diferencias en los procesos y lugares de produccion. 8.10 En resumen, deben revisarse cabalmente las metodologias de proYElcci6n. Se recomienda que la SE asuma esta responsabilidad mediante la ejecllcion de un estudio con el apoyo de consultores externos. En un informe - 129 que se presentara a la SE se formulan recomendaciones detalladas sobre las revisiones que conviene efectuar en el modelo y se incluye un proyecto de terminos de referencia para efectuar un nuevo estudio mas riguroso. Proyecciones actuales de la demanda 8.11 En el Anexo 8.1 se presentan las proyecciones de la demanda preparadas por la SE. que constituyen la base para definir los planes de expansi6n del sector. El incremento del consumo de energia del sector publico se proyecta en el 6.2% al ana entre 1988-2000. de acuerdo con un crecimiento del 4,9% al ano en el. sector residencial. 6,2% al ana en el sector comercial, 7,9% al ano en el sector industrial, y el 5,2% anual para otros tipos de usuarios. Estas proyecciones se fundamentan en la metodologia actual aplicando los siguientes supuestos: i) un crecimiento del 3,5% anual del PBI hasta 1990 y del 4% anual en 10 sucesivo; ii) un crecimiento del valor agregado industrial del 4% en 1988, del 4% en 1989, del 5% en 1990 y del 6% al ana en 10 sucesivo; iii) un crecimiento del PBI correspondiente al comercio del 2,7% anual hasta 1989 y del 3,6% al ana en 10 sucesivo; iv) un aumento de la poblaci6n del 1,32% anual hasta el ana 2000; v) incrementos de la cobertura de los servicios electricos del actual valor del 85% al 90% en el ana 2000, con un nUmero de personas por unidad familiar que descendera de la cifra actual de 4,4 a 4,0 para el ano 2000; vi) el crecimiento del consumo de los grandes usuarios industriales de 3.387 GWh por ana en 1985 a 4.351 GYh por ana en el 2000, y vii) elasticidades de precios de -0,19 para el consumo residencial, -0,42 para el consumo comercial, y -0,11 para el consumo industrial. 8.12 Las tasas de crecimiento que anteceden parecen elevadas puesto que: i) la metodologia de la demanda asigna un peso considerable al crecimiento "aut6nomo", de modo que, sobre la base de los datos hist6ricos, bien pudiera estar pronosticando un gran aumento del consumo de electricidad pese a un reducido crecimiento econ6mico; ii) el pron6stico de los parametros econ6micos parece excesivamente optimista, dado el estancamiento actual de la economia y las escasas perspectivas de una vigorosa recuperaci6n a plazo mediano; iii) la proyecci6nde la cobertura de los servicios electricos no se justifica desde un punto de vista empirico, y 10 mismo cabe decir con respecto a las proyecciones del nUmero de personas por unidad familiar; iv) la proyecci6n de la demanda de los principales usuarios industriales, que representa alrededor del 20% del consumo industrial total (ALUAR, HIPASAM, ACINDAR, Agua Pesada y SIDESUR) se basa en los planes de expansi6n de las industrias correspondientes, que quizas no se materialicen por falta de comercializaci6n 0 financiamiento. Hip6tesis alteroativas de la demanda 8.13 Las. hip6tesis alternativas de la demanda se prepararon para evaluar el posible efecto de un crecimiento mas probable de. la demanda en las necesidades de inversi6.n del sector, es decir, se calcularon tasas de crecimiento del PBI mas bajas que las adoptadas por la SE, pero no se modificaron los demas supuestos. Dado que no se dispuso de otra metodologia, en el ejercicio se utiliz6 el modelo del sector, pese a las limitaciones ya senaladas. Los supuestos de las dos hip6tesis alternativas probadas y los - 130 resultados (que se presentan en detalle en los Anexos 8.2 y 8.3) se muestran a continuaci6n en forma resumida en comparaci6n con el caso basico (Caso 1) elaborado por la SE: Hip6tesis Resultados (1989-2000) (Crecimiento medio de la demanda) Caso Crecimiento del PBI 1989 3,5% anual 1991-2000 4% anua1 6,2% anual Caso ..;' 1 . ~ Crecimiento del PBI 1989-1994 2% anua1 1995-1996 3% anua1 1996-2000 4% anual 5,3% anua1 Caso J. Crecimiento del PBI 1989-2000 ... 2% anua1 4,6% anua1 8.14 En e1 Anexo 8.4 y en el Grafico 8.1 se muestran las tres hip6tesis de la demanda e1aboradas para este ejercicio. Seglln 1a hip6tesis 3, la demanda de energia en e1 ano 2000 seria 17% menor que con 1a hip6tesis 1 y permir.ir1a probab1emente aplazar toda la expansi6n de la generaci6n y obras de tr.:lnsmisi6n conexas por unos tres anos. En e1 Grafico 8.1 se muestra que una r..ip6tesis moderada de la demanda, 0 una hip6tesis mas probable (un crecimiento medio del 5,3% anua1) no esta muy alejada de la tendencia hist6r:1ca de las variaciones de 1a demanda; en consecuencia, es probable que con ajustes moderados de precios y otras medidas de conservaci6n se 10gre que la demanda mantenga esa tendencia. Se recomienda que a los efectos de la p1anificaci6n se adopte esta hipotesis de la demanda, aunque dada 1a grave crisis economica que afecta a1 pais en 1a actualidad, no es improbable un menor crecimiento (como en la hip6tesis 3, del 4,6% anua1), por 10 menos a corto p1azo. . C. PLAN DE DESARROLLO SECTORIAL Procedimientos de planificaci6n del desarrollo 8.15 La p1anificaci6n relativa a 1a generaci6n y transmisi6n de energia es responsabilidad de la SE, la que actualiza los estudios cada dos anos. La expansi6n de 1a seneraci6n se basa en 1a utilizaci6n interactiva de tres modelos matematicos: i) un mode10 de selecci6n de inversiones basado en programaci6n lineal que define 1a configuraci6n 6ptima del sistema durante trienios dentro del periodo de planificaci6n; ii) un modelo de simu1aci6n que define de manera mas precisa (ano por ano) cuando se necesita mas generaci6n, - 131 Gd,fico S.l ARGBN'rINA - ESTUDIO DEL SECTOR DE ENERGIA - ELEC'I'RICIDAD Trea hip6teaia sabre 1a demanda de e1ectricidad e Alta: -· .a tt- _ P"4 70 I' Mediana. Baja * G) I OS .... ED t !i 1:2 en G) ~- CJ 9J 40 JJ 191) 19B5 199) 1995 (en miles) ANO Alta Mediana BaJa - 132 Y iii) un modele de confiabilidad que verifica si la configuraci6n del sistema obtenida mediante la aplicaci6n de los dos modelos anteriores satisface las normas convenidas de confiabilidad. La expansi6n de la transmisi6n se define sobre la base de estudios convencionales realizados con la asistencia de consultores extranjeros. La planificaci6n de la expansi6n de la distribuci6n es responsabilidad de cada empresa de distribuci6n. 8.16 Las metodologias utilizadas en la actualidad por la SE para definir las opciones de generaci6n de costo minimo son, en general, apropiadas. Sin embar@;o, la SE deberia efectuar estudios metodo16gicos en dos importantes esfers.s: i) la necesidad de dar mayor peso a las incertidumbres y factores de rhsgo en el proceso de planificaci6n, y ii) la gravedad de la reciente sequic. exige un examen cuidadoso de los criterios de seguridad del suministro y del modelo de confiabilidad. 8.17 Los estudios fueron realizados por un grupo reducido de funciclnarios de alto nivel sumamente especializados, con muy poco apoyo tecnic:o. El equipo de planificaci6n de la SE deberia contar con el apoyo de consultores, deberia ser reforzado con la asignaci6n de mas ingenieros y economistas y deberia disponer de la tecnologia adecuada (computadoras y equipo de oficina). Esto se podria lograr a traves del componente de asistfmcia tecnica del primer proyecto del sector de electricidad que el Banco esta financiando en la actualidad. 8.18 Los planes de expansi6n ya ejecutados por el sector a menudo se han desviado de la soluci6n de costa minimo debido a que: i) se han impuesto proye.~tos especiales (vease el parrafo 8.33 que trata de la opci6n nuclear), y no se han considerado otras opciones validas, es decir, las centrales de cicIo combinado, y la rehabilitaci6n de las centrales termicas existentes, y ii) se han elegido parametros econ6micos inadecuados, por ejemplo, una tasa de ac:tualizaci6n del 8% anual. Esos planes han dado por resultado el comprl)miso del sector en favor de proyectos nucleares e hidroelectricos que exigen un nivel elevado de inversiones, al tiempo que se ha subestimado la contribuci6n potencial del gas natural, que se preve estara disponible en el pais $i se realizan esfuerzos adecuados de exploraci6n y explotaci6n. En el marco de los prestamos del Banco para electricidad, la SE ha convenido en adherirse a los principios de costo minimo, con una tasa de actualizaci6n del 12% anual. (Dada la actual escasez de recursos de capital esta cifra puede ser todavia baja.) Ademas, la SE ha iniciado un estudio sobre las opciones de generaci6n para: i) evaluar las condiciones de operaci6n de las centrales termicas existentes y preparar estudios de viabilidaapara la rehabilitaci6n de algunas de. las unidades que se han deteriorado, y ii) examinar las ventajas de introducir la alternativa del cicIo combinado en los planes futuros de expansi6n de la generacion. Estas son medidas positivas encaJdnadas hacia un desarrollo mas econ6mico del sector, que podria conducir a la sustituci6n de los primeros proyectos hidroelectricos previstos por proYEctos decentrales termicas de gas . .fJJllL de expansi6n actual 8.19 Casi todos los proyectos que se van a comp1etar en los pr6ximos anos corresponden a obras ubicadas en e1 SIN. Los proyectos de generaci6n y los sistemas de transmisi6n conexos se originaron en los planes de expansi6n preparados en los anos setenta sobre la base de expectativas optitnistas del aumento de 1a demanda (del 9,4% anual en promedio entre - 133 1978-80) Y del de un bajo costa de oportunidad del capital (el 8% anual). La principal prioridad del sector es terminar esos proyectos en un lapso compatible con las proyecciones revisadas de la demanda. Esos proyectos son: i) el proyecto hidroelectrico binacional de Yacyreta de 2.700 MY que, segUn se espera, comenzara a generar electricidad en 1993 y se terminara en 1997; ii) el de HIDRONOR en Piedra del Aguila, de 1.400 MY, que debe terminarse en 1991-92; iii) la central termica de vapor de Piedrabuena de 620 MY de DEBA que debe completarse en 1990, y iv) la central nuclear Atucha II de 695 MY de CNEA, que ha side aprobada y esta construyendose fuera del programa del sector de electricidad y cuya terminacion esta prevista para 1994. Ademas, conforme a la hipotesis actual de la demanda de la SE (crecimiento de 6,2% anual), se ha de asegurar la siguiente capacidad adicional de generacion: i) dos centrales termicas de vapor de 320 MY que estaran ubicadas cerca de Buenos Aires, y que deberan ponerse en servicio en 1993; ii) el proyecto hidroelectrico de Los Blancos de 325 MY de AyE, ubicado en la zona de Cuyo y que se precisa para reforzar la generacion local en el subsistema de esa region para 1996; iii) dos centrales termicas de vapor de 325 MW que se pondran en servicio, una en la zona de Buenos Aires en 1999 y la otra en la zona del litoral en el 2000, y iv) los siguientes proyectos hidroelectricos para 1997 y aftos siguientes: Carrenleufu, 240 MY, 1997; Cordon del Plata, 850 MY, 1998; Garabi, 790 MY, 1999, Y Los Blancos II, 40 MY, 1999; Collon Cura, 380 MY, 1999, Y El Chihuido, 565 MY, 2000. Necesidades de inversion 8.20 En el corto plazo el nivel proyectado de inversion es elevado, ya que se ha asignado prioriad a las inversiones que asegurarian la terminacion de las obras en curso. A plazo mediano las inversiones en el sector siguen siendo grandes debido al compromiso de realizar obras adicionales de generaci6n. El grueso de las inversiones se destinaria a instalaciones de generacion. Como se muestra en el Anexo 10.5, las necesidades de inversion del sector para generacion (AyE, EBY e HIDRONOR) entre 1989-2000 ascienden a alrededor de US$6. 625 mi1lones. Esta cifra no incluye: i) las inversiones para la conclusion de la central nuclear de Atucha II; ii) las obras de transmision relacionadas con las instalaciones de generacion, y iii) las inversiones en expansi6n de la red de distribucion (por ejemplo, el presupuesto de SEGBA para la expansion de la red de transmision y distribuci6n entre 1989-95 es de unos US$l.OOO millones). Planes conforme a la hipotesis mas probable 8.21 En la actualidad quizas el sector planifica todavia can una hipotesis de demanda demasiado elevada. La planificaci6n de la expansion de la generacion conforme a la hipotesis de demanda mas probable podria reducir considerablemente las necesidades financieras del sector. De conformidad con esa hipotesis (un crecimiento medio del 4,6% anual de la demanda entre 1988-2000), las necesidades de energia serian considerablemente menores y, en consecuencia, se podrian aplazar los proyectos. Si se supone que un plan de expansion revisado de costo minima determinaria la misma secuencia de proyectos que se tiene con la hipotesis actual de la SE, una estimacion preliminar efectuada para este informe revela que aquellos proyectos para los que todavia no se han comprometido fondos podrian aplazarse entre cuatro y seis aftos, como se muestra en el Cuadra 8.1. - 134 - Cuadro 8.1: HIP6TESIS DE PUESTA EN SERVICIO REVISADA EN RELACI6N CON LOS PLANES DE EXPANSION Nombrli! del proyecto Capacidad (MW) Fecha de puesta en servicio Actual Revisada Yacyreta 2.700 1993-1997 1993-1997 Piedr.:l del Aguila 1.400 1992 1992 Piedr.:lbuena 620 1990 1990 Atuch.! II 695 1994 1994 Centr,des de vapor Pril:l1era unidad 300 1993 1999 Segt.mda unidad 300 1993 1999 Ter.::era unidad 300 1999 2003 Cua:rta unidad 300 2000 2004 Los Blancos 325 1996 1999 Carren1eufu 240 1997 2001 Cord6n del Plata 850 1998 2002 Garabi 790 1999 2003 Los Blancos II 40 1999 2003 Coll6n Cura 380 1999 2003 Chihuldo 565 1999 2004 8.22 Como resu1 tado de es tos ap1azamientos en 1a ej ecuci6n de los proyectos, los gastos de capital en que han de incurrir AyE, HIDRONOR Y SEGBA entre 1989-2000 podrian reducirse de US$7.236 mi110nes a unos US$5.052 mi110nes, como se muestra en e1 Cuadro 8.2 (yen e1 Anexo 8.5). Ademas, los estudios de simulacion del funcionamiento del sistema efectuados recientemente por 1a SE indican que los costos de operacion segUn 1a hipotesis de un aumento de 1a demanda del 4,6% a1 ano ser1an mas bajos que los de 1a hip6tesis de un aumento del 6,2% anua1, ya que 1a generacion termica en e1 periodo de 1990-96 seria menor. La disminuci6n anua1 media correspondiente de 1a generacion termica se estima en 4.150 Gwh y 1a reduccion correspondiente de los costos de operacion en US$130 mi110nes anua1es en e1 mismo periodo. 8.23 Se podrian 10grar otras reducciones de las inversiones con el ap1azamiento de 1a expansion de las redes de distribucion. Los proyectos de rehabi1itacion de parte de las insta1aciones termicas existentes tambien poddan contribuir a aminorar 1a necesidad de efectuar inversiones en sistemas de generacion, ya que e1 costo unitario de 1a rehabi1itacion por 10 cowUn es una fraccion del costo de insta1acion de una central nueva y estos proyectos tendrian buenas probabi1idades de ser se1eccionados en un proceso de optimizaci6rt. · 135 . 8.24 De conformidad con una hipotesis baja de demanda (crecimiento de 2%-3% anual). las obras de generacion en construccion en la actualidad (Yacyreta, Piedra del Aguila, Piedrabuena y Atucha II) se podrian aplazar en dos ados sin poner en peligro el suministro electrico. Estas demoras, sin. embargo, incrementarian el cos to final de los proyectos y el de operacion del sistema; por consiguiente, antes de adoptar la decision de aplazar esos proyectos es menester evaluar sus consecuencias economicas y financieras. 8.25 Examinadas retrospectivamente. es evidente que algunas de las decisiones adoptadas en el pasado para seleccionar las inversiones fueron erroneas porque los supuestos sobre la evolucion futura de algunos de los parametros de la planificacion no se convirtieron en realidad. La precaria situacion financiera del sector y las dificultades que esta encontrando el pais para obtener financiamiento externo requieren que se elaboren vigorosos planes de expansion, basados en la hipotesis mas probable de demanda (un crecimiento medio del 4,5% anual). Esos planes, dentTo de los.principios de costominimo, deben tener en cuenta las limitaciones financieras ·-asignando valores apropiados al cos to de oportunidad del capital- - y minimizar los riesgos potenciales asociados con los cambios imprevistos en los parametros de planificacion. D. OPCIONES PARA EL DESARROLLO DE LA CAPACIDAP DE GENERACION Proyectos hidroelectricos 8.26 Se estima que el potencial hidroelectrico es de 44.000 MY, 0 sea unas cuatro veces mas que el total de la capacidad instalada del pais. Cuando se preparo el Plan Nacional de Energia de 1986 se identificaron los 35 proyectos mas prometedores, que daban una capacidad total de unos 22.000 MY. Se calculo que los costos de generacion de estos proyectos en su emplazamiento oscilaban entre US$18-77 milesimos/kWh a precios de 1986 y una tasa de actualizacion del 8% anual. Los costos de generacion para la mitad de los proyectos se estimaron por debajo de US$30 milesimos/kWh. Aunque se procuro tener en cuenta las incertidumbres asociadas con los diversos proyectos, estas cifras deben considerarse con cautela, ya que parecen demasiado bajas en comparacion con los costos reales de proyectos ejecutados en fecha reciente 0 con los costos reales esperados de proyectos en construccion; estos costos se sitUan mas bien en la gama de US$40-55 milesimos/kWh. En el Anexo 8.6 se muestran los costos estimados de proyectos seleccionados que aparecen en el plan de expansion actual. El unico proyecto de esa lista que tiene una estimacion firme de costos -·dado que se encuentra en la etapa final de diseiio- - es el de Pichi Picun Leufu; los aspectos tecnicos de los demas deben seguir estudiandose. Antes de ejecutar cualquiera de esos proyectos es menester tratar de evaluar sus costos sobre la base de estimaciones mas completas. La planificacion de conformidad con la hipotesis mas probable de la demanda no exigira comprometerse con nuevos proyectos hidroelectricos antes de 1995, 0 quizas mas tarde, salvo posiblemente en 10 que se refiere al pequedo proyecto de Los Blancos, que tal vez se necesite para reforzar la generacion local en la region de Cuyo, 10 - 136 · Cuadro 8.2: SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL - INVERSIONES EN OBRAS DE GEMERACION Y TRANSMISION NECESIDADES DE INVERSION CON FORME A LAS DOS HlPOTESIS DE LA DEMANDA (1) (en millones de USS; nivel de precios en diciembre de 1988) ------------------------------------------_._---_ ... _.. -.----_._------------------------------------------------------ 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 Total -----------------------_.---_._-----------------------._------------------------------.------------------------------- A.- Hip6tesis de demanda alta Agua Y Energfa 195,7 333,0 379,2 458,6 447,2 583,0 703,8 652,1 3.752,6 Hidronor 302,9 428,6 283,5 147,2 118,2 136,6 277,9 221,5 1.916,2 SEGBA 156,5 260,7 284,3 200,6 182,5 178,2 176,8 128,1 1.567,8 Total 655,1 1.022,3 947,0 806,4 747,8 897,7 1.158,5 1.001,7 7.236,6 B.- Hip6tesis mas probable de la demanda Agua Y Energfa 195,7 330,0 303,2 316,8 241,9 280,7 281,8 270,8 2.200,9 HidrOMOr 302,9 428,6 283,5 147,2 98,8 33,0 36,6 23,9 1.353,6 SEGBA 655,1 220,7 254,3 200,6 182,5 178,2 176,8 128,1 1.497,8 Total 655,1 979,3 841,0 664,6 523,2 471,9 495,2 421,9 5.052,2 C.- Diferencfa A-a 0,0 43,0 106,0 141,8 224,6 425,9 663,3 579,9 2.184,4 -------------_.-----------.---------------------------------------------------------------------------------.--------- (1) Inversiones para Aye, HIDRONOR Y SEGBA solamente. Lista de proyectos ---------------------.--------------------_._-------------------------------------------------------------------------- AyE -------------------------._-_._--------------------------------------------------------------------------------_._----. H~tesis A ras en curso 171,2 235,0 84,1 45,5 43,7 43,7 43,7 43,7 710,6 Centrales electricas Hidroelectricas 3,0 76,0 141,8 203,1 318,2 423,7 488,5 1.654,3 Termicas 12,3 7,5 0,0 0,0 19,8 Obras de transmisi6r, 11,5 69,7 198,6 258,3 187,4 208,1 223,4 107,0 1.263,9 Otras 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 104,0 Hip6tesis B Obras en curso 171,2 235,0 84,1 45,5 43,7 43,7 43,7 43,7 710,6 Centrales electrica8 Hidroelectricas 0,0 0,0 0,0 0,0 31,5 67,1 128,2 226,7 Termlcas 12,3 7,5 19,8 Obras de transmisi6n 11,5 69,7 198,6 258,3 185,2 1n,5 158,0 85,9 1.139,7 Otras 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 104,0 _.. _--------------_ .. _-------------------------------------------------------------------------- ...... _-_._----------- HIDRONOR -----------------------------------_._-----------_. __ ... ------_._-_ ... _--------_._--_._----------------_._.----------- Hip6tesis A Obras en curso 287,7 381,1 173,0 56,8 29,8 16,9 13,3 13,3 971,8 Centrales hidroelectricas Pichi-PicUn-Leufu 15,1 39,8 94,8 63,0 58,9 14,8 23,3 9,6 319,3 CollOn Cur' 10,4 29,6 52,6 76,2 168,6 Michihuao 9,0 68,1 121,1 198,1 Sistema de transmisi6n 7,8 15,7 27,5 10,2 7,2 67,6 122,4 258,3 ltip6tesis B Obras en curso 287,7 381,1 173,0 56,8 29,8 16,9 13,3 13,3 971,8 Centrales hidroelectricas Pichi-PicUn-Leufu 15,1 39,8 94,8 63,0 58,9 14,8 23,3 9,6 319,3 CollOn Cur' 0,0 Michihuao 0,0 Sistema de trnsmisidn 7,8 15,7 27,5 10,2 1,4 62,5 · · · _ - - - - - - - - - - - - - - - - ·· _ - - - _ . _ - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - . - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - _ _ _ _ w e e _ M e a . SEGBA -------------------_.,-------------------------------------------------------_ .. _--._--_._-------------_ .. ------------- Hip6tesis A Obras en curso 100,9 22,5 1,2 124,6 Generaci6n termica 31,9 146,7 131,3 26,2 16,3 13,0 12,4 12,4 390,2 Transmisi6n 2,5 22,4 45,5 61,3 38,7 29,0 30,4 12,8 242,6 Distribuc:i6n 21,2 63,0 80,7 94,0 103,6 112,8 114,9 92,7 682,9 Otras 6,0 25,6 19,2 23,9 23,4 19,2 10,2 127,4 Hip6tesis a Obras en curso 100,9 22,5 1,2 124,6 Generaci6n termica 31,9 106,7 101,3 26,2 16,3 13,0 12,4 12,4 320,2 rransmisi6n 2,5 22,4 45,5 61,3 38,7 29,0 30,4 12,8 242,6 oi stribuc:i 6n 21,2 63,0 80,7 94,0 103,6 112,8 114,9 92,7 682,9 atras 6,0 25,6 19,2 23,9 23,4 19,2 10,2 127,4 - 137 que daria el tiempo suficiente para defi!nir mejor esos proyectos. Es probable que ese examen diera como resultado la identificacion de unos pocos proyectos. menos costosos, en la gama de US$600-l.200jkW para la capacidad instalada y de US$35-50 milesimosjkWh para la generacion. Centrales termicas alimentadas por las natural 8.27 En la actualidad la SE esta considerando la utilizacion de centrales de vapor y de turbinas de gas como las unicas opciones validas en 10 que se refiere a nuevos sistemas de generaci6n termica por combustion de gas. La SE se ha mostrado reacia a considerar la tecnica de ciclo combinado como una opcion valida para la generaci6n de base debido. probablemente, a la experiencia negativa que ha tenido AyE con una central pequena (80 MY) que insta16 en 1987. Las plantas de CC, que utilizan el calor residual de una turbina de gas. alcanzan en la'actualidad niveles de eficiencia del 47% (en comparacion con el 38% para las centrales modernas de vapor) y significan una inversion en la gama de US$600-700jkW (frente a alrededor de US$l.OOOjkW para las centrales de vapor). Esas centrales incorporan componentes modulares montados en fabrica, incluidas turbinas de gas avanzadas, y el tiempo que se demoran para entrar en funcionamiento es menor que en el, caso de las centrales de vapor. Las mejoras tecnologicas recientes las han hecho tambien suficientemente ·confiables. Dada la disponibilidad de gas natural para la generacion de electricidad, la opcion de ciclo combinado es ahora una tecnologia probada, sumamente competitiva con otras opciones termicas e hidroelectricas y debe considerarse seriamente para la generacion de base. La utilizaci6n de carbon para la leneraci6n de electricidad 8.28 Aunque en principio se podria considerar el carbon importado como un combustible alternativo para la generac10n de electricidad, las posibilidades reales de usarlo son limitadas en raz6n de su precio (alrededor de US$l.7-2/millon de Btu), que probablemente no seria inferior al valor residual neto del gas natural,. despues de tener en cuenta las diferencias en eficiencia de combustion. 8.29 Si bien la Argentina cuenta con reservas considerables de carbon de calidad mediana, la utilizacion de carbon producido por YCF en Rio Turbio para la generacion de electricidad se ve limitada por los elevados costos de produccion, el sistema distorsionado de precios del combustible y la falta de demanda. Aparte de las 70.000-80.000 t que se venden anualmente a la industria siderUrgica, el unico cliente actual para Rio Turbio es AyE, que quema carbon en su quinta unidad termica de San Nicolas. Esa unidad puede consumir el volumen actual de produccion de 400.000-500.000 t anuales, aunque un arreglo con un unico cliente puede plantear problemas potenciales para el productor, si la unidad queda fuera de servicio por un tiempo prolongado, y para el cliente, si se interrumpe la produccion, como ocurrio en 1988. Los otros dos posibles clientes para Rio Turbio son: i) SEGBA, que tiene dos unidades pequenas que pueden quemar carbon en Buenos Aires, pero que en la practica ha suspendido su utilizacion debido a los altos costos, a la contaminacion y a la resistencia sindical, y ii) DEBA, cuyas dos unidades de 310 MY en Bahia Blanca (el proyecto de Piedrabuena) podrian quemar de 1 a 1,5 millones de toneladas por afto. - 138 8.30 El cos to actual de produccion de YCF, incluidos los costos de transporte, es sumamente elevado (alrededor de US$140/t) en comparacion con los precios internacionales del carbon, que probablemente serian inferiores a US$:50 por tonelada C.I.F. puesto en las centrales electricas. Si bien las administraciones anteriores de YCF no han promovido la eficiencia, no se las puede cu1par totalmente de los deficientes resultados de operacion, ya que e1 Go':>ierno ha agobiado a la empresa con la responsabilidad de proporcionar obras de infraestructura y servicios sociales a la provincia de Santa Cruz. Los p'cecios que se cobran a AyE (US$40) son fijados de manera arbitraria por la SE sin tener en cuenta los precios de otros combustibles -·gas y fuel oil-- ni los precios internacionales. En estas circunstancias, AyE uti1iza con I'enuencia su cuota, que en realidad corresponde a 10 que YCF puede producir despues de descontar las ventas a las acerias. 8.31 YCF esta promoviendo la ejecucion de un proyecto de expansion para su mina de Rio Turbio, en el que, por medio de una inversion estimada en alrededor de US$250 millones en el periodo de 1989-93, se ampliaria la capacidad de produccion de 2 mi1lones de toneladas anuales al tiempo que se reduciria e1 cos to unitario de produccion a unos US$50 por tone1ada. El proyecto se basa en un plan de reestructuracion que incluye: i) traspaso de todas las operaciones no mineras de 1a empresa, por ejemplo, los sistemas de transporte ferroviario y maritimo, los servicios sociales proporcionados a la pI'ovincia de Santa Cruz, la operacion de la central e1ectrica y los cu1ti'i7oS foresta1es; ii) reduccion del personal de 3.360 emp1eados a 1. 200, Y iii;, expansion de las operaciones de extraccion a fin de reducir los costos de pr>:)duccion. YCF ha preparado un estudio de prefactibilidad de acuerdo con esos lineamientos, pero sus conclusiones no se pueden confirmar hasta que no se prepare un informe comp1eto de factibi1idad. Las ventajas economicas del proyecto de expansion son discutib1es. Aun suponiendo que el c1ima politico permita poner en practica las medidas enunciadas en i) y 11) Y que el I estudio de factibi1idad demuestre que 1a expansion es una opcion economicamente viable para 1a cua1 se obtengan fondos para inversion, de todos modos debe abordarse 1a cuestion fundamental de mercado para e1 mayor vo1umen de produccion. E1 proyecto de expansion de YCF se basa en el supue.sto de que las dos unidades de Piedrabuena de DEBA quemarian carbon. Aunque esas unidades 10 puedan hacer. DEBAno ha considerado esta posibi1idad porque: i) necesitaria un monto considerable de inversiones (estimado en alrededor de US$50 millones) en instalaciones portuarias en Bahia Blanca, que DEBA no puede financiar, y ii) DEBA no tiene un incentivo financiero en quemar carbon, ya que 1a SE fija precios mas bajos para otros combustibles. 8.32 Debeexaminarse 1a conveniencia de cerrar las operaciones de 1a mina de Rio Turbio. Para que las operaciones de YCF se consideren viables, los precios de los combustibles para las empresas publicas de e1ectricidad deben basarse en los costos economicos; si no se pueden evitar los subsidios, debe estab1ecerse unnive1 de subvencion uniforme para todos los combustibles basado en e1 contenido calorico neto .. El estudio de factibilidad debe ran realizar10 consu1tores extranjeros independientes. Una vez que se hayan definido con c1aridad los costos de produccion y los mercados potencia1es, debetian establecerse las posibilidades rea1es de un mayor mercado para el - 139 carbon sobre labase de contratos a largo plazo con las empresas de serv1c10s publicos correspondientes, que pondrian en claro las opciones para la operaci6n futura de la mina. La opcion nuclear. 8.33 La Argentina ha desarrollado el mayor programa de energia nuclear en Sudamerica. En la actualidad la Comision Nacional de Energia Atomica (CNEA) tiene en operacion dos centrales nucleares con una capacidad instalada de 1.018 MW (Atucha I, 370 MW, Y Embalse, 648 MW) Y una tercera en construccion (Atucha II, 745 MW). Se tiene planeada la construccion de una cuarta central nuclear de 600 MW para el afto 2000, segUn un acuerdo inicial con un proveedor extranjero, y se proyecta establecer una quinta central de 600 MW en el 2003. Todas estas centrales reflejan decisiones en materia de energia adoptadas fuera del sector de electricidad. Es probable que en un proceso reRlista de optimizacion no fuera seleccionada la opcion nuclear. Por 10 tanto, deberian excluirse del plan de expansion del sector las dos centrales nucleares adicionales de 600 MW previstas para los aftos 2000 y 2003. Rehabilitacion de las centrales termicas 8.34 Se preve retirar de serv1c10 entre 1993-2000 varias centrales termicas de vapor con una capacidad de 1.350 MW. Ademas, varias centrales cuya capacidad global es de unos 2.300 MW se han deteriorado y son poco confiables debido al mantenimiento inadecuado. La rehabilitacion de las centrales termicas existentes es otra alternativa rapida , menos costosa que la adici6n de nueva capacidad, y por esa razon tambien debiera considerarla el sector. De acuerdo con estimaciones preliminares. el costa de rehabilitar una de las actuales centrales termicas se situaria en la gama de US$200-350jkY. La SE ha iniciado un amplio examen de esta opcion mediante la preparaci6n de un eseudio de viabilidad en el que se esea considerando la posible rehabilitaci6n de unas 20 centrales con una capacidad global de unos 3.400 MW. Se espera que este estudio proporcione una base adecuada para la evaluacion apropiada de esta opcion. Los primeros resultados del mismo han permitido emprender la rehabilitacion de cinco unidades con una capacidad total de 600 MW. Participacion del sector privado en la generacion de electricidad 8.35 La participacion de la iniciativa privada en el suministro de energia electrica ha desaparecido practicamente de la Argentina como resultado de las politicas gubernamentales. Dada la crisis actual en el sector de electricidad. debe considerarse una modificacion sustancial de esas politicas. Hay buenas perspectivas para ,-wuntar la presencia del sector privado, si se establecen reglamentaciones adecuadas para asegurar a largo plazo a los posibles inversionistas la conservacion de su capital en terminos reales y la posibilidad de obtener un rendimiento razonable. En la actualidad no hay un clima propicio para atraer a las empresas privadas al sector de electricidad. ya que no se reconocen ciertos principios basicos en relacion con el rendimiento de las inversiones. En el examen de la legislaci6n y organizacion del sector que esta realizando la SE se deberian - 140 considerar, :con caracter prioritario, las reformas que permitan una participaci6n significativa de las empresas privadas en el sector de electricidad. 8.36 La seneraci6n de electricidad es un campo prometedor para los provee,dores independientes. La disponibilidad de gas a un baj 0 costo economico brinda una oportunidad unica para que los inversionistas privados califi,cados presenten propuestas competitivas, proporcionen el financiamiento neces,.rio y construyan y operen de manera eficiente unidades de generaci6n termic:a en las que no influya la inestabilidad de los costos de los combu!;tibles. Los inversionistas dispuestos a invertir en capacidad de genercl.ci6n serian compensados por los costos de los combustibles, a los que se asj.gnarian precios equivalentes al costo economico del gas natural, mas los cc.stos de operaci6ny un rendimiento razonable sobre la inversion. Para 'asegul:ar la eficiencia se precisarian incentivos apropiados. Tambien deberia considerarse la participacion del sector privado en la distribucion, ya que hay un nUmero apreciable de pequenas companias de distribuci6n que pueden funciclnar de manera eficiente en manos privadas. Por ultimo, tambien debe considerarse la opcion de vender valores de las empresas nacionales de servicios publicos, ya sea en el ambito internacional 0 nacional, en forma de bonos y acciones y otros tipos de participaciones en el capital. Interconexiones internacionales 8.37 Las interconexiones internacionales tambien deben explorarse mas. Sus b.~neficios econ6micos se conocen bien: i) economias en los gastos de capitul que corresponden a margenes de reserva mas bajos; ii) economias en los costos de operacion por la mejor utilizacion de los recursos energeticos en las operaciones diarias, y iii) menores perdidas econ6micas por reduccion de la~~ perdidas de electricidad, atribuible a la mayor confiabilidad. En la actualidad la Argentina tiene interconexi6n con Uruguay a traves del proyecto de Sa:.. to Grande, que desempeno una funcion importante en la reduccion de los deficit durante la reciente crisis energetica. El sistema del Uruguay, sin embargo, es pequeno en comparacion con el de la Argentina y su capacidad de apoyo es limitada. La interconexion con el Brasil significaria beneficios impor:::antes para ambos paises y se la ests. estudiando en relacion con la const:::-uccion del proyecto hidroelectrico binacional de Garabi. Sin embargo, es prl)bable que este proyecto, planificado en la actualidad para 1999, se posponga sustancialmente conforme a la hipotesis mas probable de la demanda, en es}>ecial si se considera de manera apropiada la opcion de ciclo combinado. Otra .ilternativa que podria explorarse es una posible interconexion del SIN en Yacyreta con el proyecto binacional Brasil/Paraguay de Itaipu de l2.00() MY. La Argentina no puede utilizar la energia procedente de Itaipu en virtud del tratado internacional suscrito por Brasil y Paraguay para la ejecu=ion del proyecto de Itaipu; por 10 tanto, seria necesario enmendarlo. Por e;:;pacio de muchos anos se ha venido estudiando una posible interconexion con Chile, y puesto que el sistema chileno es predominantemente hidro·electrico y las condiciones hidrologicas son diversas, esto se tradu·::ir1a en beneficios economicos para ambos sistemas y p~r 10 tanto merece consi:ierarse mas a fondo. - 141 - REisumen de las opciones de generacion 8.38 En e1 Cuadro 8.3 se comparan en forma muy general los gastos de capital y los costos de produccion de energia e1ectrica que corresponden a varias opciones de generacion. partiendose del supuesto de que e1 combustible uti1izado seria gas natural a un precio economico de US$2,23/MMBtu (tal como se estima en e1 Anexo 7.2) y de que 1a capaciad seria de 300 MY para 1a central termica convenciona1 y de 1.000 MY para 1a nuclear. Cuadro 8.3: COMPARACION DE COSTOS DE LAS OPCIONES DE GENERACION Opcion de Costo de Factor de Costo de g~n~rAgion insta1acion plAnta Ll producc!.on (US$/KW) (%) (US$ mi1esimos/KWh) Proyectos hidroe1ectricos 600-1.200 50-75 35-50 Turbinas de gas natural 350 20-50 60-40 Cic10 combinado 600-700 40-80 46-31 Centra1es de vapor 1.000 60-80 49-42 Nuclear 3.700 70-80 140-123 Ll Una medida de 1a produccion de energia en re1acion con 1a capacidad de 1a central. Un factor del 100% indicaria que funciona siempre a plena capacidad. E. CUESTIONES RELATIVAS A LAS OPERACIONES Insta1aciones existentes 8.39 Casi todos los servicios de e1ectricidad del pais se encuentran comprendidos en e1 Sistema Interconectado Naciona1 (SIN). A fines de 1987 su capacidad insta1ada era de 12.802 MY, de los cua1es 5.960 MY (46%) correspondian a las centra1es hidroe1ectricas, 5.824 MY (46%) a las termicas convenciona1es, y 1.018 MY (8%) a las nuc1eares. Un sistema de transmision de 500-kV conecta las zonas principa1es de consumo con los centros de produccion y se uti1iza para transferir grandes cant~dades de energia. Una red de 1ineas de 230 kV comp1eta e1 sistema y permite las transferencias entre los centros de produccion y carga. En e1 Anexo 8.7 se muestran datos. re1ativos a 1a capacidad insta1ada de las diferentes empresas pub1icas por tipo de generacion y 1a e1ectricidad generada en 1987. Operaciones 8.40 La principal preocupacion del sector en 10 que se refiere a 1a operacion de los servicios es e1 alto grado de deterioro a1 que han 11egado las centra1es termicas, 10 que ha reducido su disponibi1idad. En e1 Anexo 8.8 se muestra 1a antigGedad de las diferentes insta1aciones. De los - 142 aproximadamente 4.500 MW de capacidad instalada termica en el SIN. que se espera proporcionen la carga de base en condiciones de baja hidraulicidad. s6lo alrededor del 23% tiene menos de 15 anos y el 28% tiene entre 15 y 25 anos de antigtiedad. (No se dispone de la fecha de instalaci6n del 16% restante.) Asi, pues. una parte considerable de estas instalaciones es anticllada y la otra parte requiere un mantenimiento extenso y costoso, Puestl) que estan obsoletas. muchas de esas centrales deberan ser retiradas del servicio en un futuro cercano (vease el Anexo 8.9). La tasa anual de indisponibilidad combinada de las centrales de AyE, DEBA, EPEe y SEGBA se ha incrementado en grado espectacular, del 17% en 1982 al 36% en 1988 (vease el Anexo 8.10). Estos indices son anormalmente elevados y son el resultado del insuficiente nivel anterior de gastos en mantenimiento y renovaci6n y de practicas insatisfactorias de mantenimiento. Es necesario tomar medidas coord:lnadas en forma sostenida para recuperar la disponibilidad y confiabilidad de esas instalaciones. Las autoridades del sector ya estan adoptando algunas de esas medidas, en tanto que otras se encuentran en diversas fases de estudio. 8.41 La disponibilidad de centrales termicas que se ha supuesto a los efectos de laplanificaci6n es baja (es decir, 5.500 horas/ano) para las centrales de vapor. Los supuestos futuros respecto a la disponibilidad y confiabilidad de las centrales termicas deben basarse en estandares internacionales y reflejar mejores programas de mantenimiento. Perdi!:ias de electricidad 8.42 El nivel de las perdidas de distribuci6n es alto para SEGBA y quizas sea igualmente elevado para otras empresas publicas. En el sistema de SEGBA el elevado nivel de perdidas tecnicas y de robos de electricidad es un mc)tivo de preocupaci6n, que llev6 a que se preparara un programa de reducci6n de perdidas convenido entre SEGBA y el Banco en el Prestamo 2854-AR. En la evaluaci6n inicial se estim6 que las perdidas podrian reducirse del 21% al 13% para 1992, pero esto no ha ocurrido sino que, por el contrario, las perdidas totales en la actualidad son del 22%. El valor estimado de los ingresos no percibidos por SEGBA es de US$30 millones anuales. Todavia falta hacer una estimaci6n similar con respecto a ot:r:os sistemas de distribucion. La reduccion de las perdidas y la e1iminacion del fraude a nivel nacional deberian reducir mucho 1a demanda y mejorar los ingresos del sector y por 10 tanto esta debe ser una prioridad sectorial. ~isis de eneriia 8.43 La escasez de energia que se experimenta desde mediados de 1988 (y que todavia tiene que superarse). ha difundido la idea de que 1a inversion en capacidad. de generacion 'habia side insuficiente. Es probable que en circunstancias ordinarias la capacidad instalada actual hubiera bastado para suministrar suficiente. energia. La escasez es el resultado de una combinacion de una sequia grave y de la falla de una central nuclear, agraV'ada por el deficiente estado de una parte considerable de las instalaciones termicas. Es probable que la mayor presion ejercida sobre el voluu.en generado por las instalaciones termicas existentes continue durante - 143 el invierno, cuando la disponibilidad de gas natural para la generac10n de electricidad llega usualmente a su nivel mas bajo. Para evitar escaseces graves de combustible debe llevarse a cabo una planificacion logistica del suministro de combustibles, ya que tendra que importarse una cantidad sustancial de fuel oil. La SE, YPF Y las empresas publicas interesadas deberian establecer un grupo de trabajo para examinar y analizar la demanda y 1a oferta de fuel oil para la generacion de electricidad, incluidas las repercusiones financieras en los sectores de electricidad y petroleo, y presentar a la SE un plan de suministro para el decenio de 1990. Conseryacion de energia y cogeneracion 8.44 El consumo de electricidad en Argentina ha crecido a un ritmo mucho mas rapido que la economia. Entre 1977-87 el crecimiento medio del PBI fue practicamente cero, en tanto que la produccion de electricidad se expandio el 47%. Esto indica desperdicio de energia. Aparte de las medidas de emergencia adoptadas como resultado de la escasez de energia en 1988/89, no hay politicas de amplio alcance, sistematicas, para promover la conservacion. La Direccion Nacional de Conservacion y de Nuevas Fuentes de Energia (DCE) , que es parte de la SE, tiene a su cargo la definicion de politicas y planes de accion para promover la conservacion. En esta direccion recae la responsabilidad de planificar y coordinar todas las actividades relacionadas con la conservacion, sustitucion e investigacion de nuevas fuentes. Sus actividades estan apoyadas por un decreta presidencial (Nu.mero 2247, fechado en noviembre de 1985) que Ie confiere facultades y fondos; sin embargo, este decreta caducara a fines de 1989. Mientras que la SE esta tratando de promover la conservacion por medio de una estructura de precios apropiada y correcta, la DCE ha realizado investigaciones en los siguientes campos complementarios: i) preparacion de estudios de recursos energeticos para las industrias; ii) posibles economias de energia en transporte; iii) mejoras en los aspectos arquitectonicos y en los metodos de construccion para utilizar con eficiencia la energia en edificios y viviendas, y iv) programas de adiestramiento y acuerdos internacionales con organizaciones conexas. Los resultados concretos de esas actividades han sido limitados debido sobre todo a la falta de apoyo financiero y de personal especializado. 8.45 La Asociacion Argentina para el Uso Racional de la Energia (AAPURE), organizacion sin fines de lucro, ha participado activamente en los ultimos anos en la promocion de la conservacion de la energia, mediante la organizacion de seminarios y la realizacion de estudios para las indus trias interesadas. AAPURE esta promoviendo la promulgacio? de leyes especificas para hacer que se cumplan las medidas de conservacion de energia. Se ha sometido a consideracion del Congreso un proyecto de ley sobre el uso racional de la energia. En el se proponen politicas para: i) promover el uso de formas renovables de energia; ii) promover la conservacion, y iii, reducir la contaminacion resultante de la utilizacion de las diferentes formas de energia. Aunque seria conveniente el apoyo legal, la promulgacion de una ley no bastaria para producir los resultados deseados. La ley propuesta es demasiado general y hace recaer toda la responsabilidad de la aplicacion y financiamiento en la SE, que no tiene presupuesto de personal para aplicar esas politicas. En realidad, entre las atribuciones actuales de la SE se incluye la de la aplicacion de politicas de conservacion; por 10 - 144 tanto, la ley tal vez no sea necesaria para que desempene una funci6n mas eficaz, puesto que de conformidad con la legislaci6n vigente la SE podria cumplir una funci6n significativa en materia de conservaci6n si dispusiera de mas recursos humanos y fiscales. 8.46 Para lograr que la demanda aumente menos, se necesitara, ademas de politicas apropiadas de fijaci6n de precios, la adopci6n por el Gobierno de una. politica' de conservaci6n clara y sistematica que deberia ser formulada y apUcada por la SE. La cogeneraci6n con proyectos industriales es tambien un C8.1npo potencial de ahorro de energia y la SE podria explorarla si se adoptnn medidas para aumentar la coordinaci6n entre los sectores de la energj:,a y la industria. Aspecl:os ambientales 8.47 La SE tambien ha asumido la responsabilidad de la protecci6n ambiental con respecto a los proyectos de electricidad. Los proyectos hidroelectricos grandes, como el de Yacyreta y Piedra del Aguila, han side objeto de una evaluaci6n a fondo de su impacto potencial en e1 medio ambiente antes de llevar ade1ante su construcci6n. En el caso de Yacyreta. por ejemplo, los estudios abarcaron aspectos relacionados con la protecci6n de la flora y la fauna acuaticas. la calidad del agua, la protecci6n de especies enpeligro de extinci6n, el control de las posibles enfermedades transmitidas por e1 agua, la silvicultura y la arqueologia. Un componente grande del proyel~to esta encaminado a minimizar los efectos que ejerce en la poblaci6n despl.~ada. Con base en la experiencia adquirida en esos proyectos, la SE ha emitido en fecha reciente pautas para la eva1uaci6n ambiental de los proyelJtos hidroelectricos, cuyo cumplimiento constituye, de acuerdo con un decre"::o presidencial, un requisito previo para la aprobaci6n de toda central nueva. Estas pautas han sido examinadas por el Banco y se ha encontrado que estan bien concebidas. La SE esta preparando en la actualidad pautas simil.3.res para la evaluacion del efecto ambiental que producen las centrales termh:.as. F. LAS FINANZAS DEL SECTOR DE ELECTRICIDAD 8.48 En el curso de los ultimos anos el sector de electricidad ha tenido que sl'portar las repercusiones de politicas econ6micas cambiantes y la carga de Wl programa de inversiones decidido en una coyuntura en que las expectativas del crecimiento de la demanda eran mayores y en que se daba por supuesto que se dispondria con facilidad de financiamiento externo. Durante el periodo de 1976-82, e1 sector contrajo una gran deuda externa inducido en gran parte por el Gobierno que estaba financiando una porci6n considerable de sus necesidades de divisas. La importante devaluaci6n de la moneda nacional que sigui6 hizo recaer una pesada carga del servicio de la deuda en el s.~ctor de electricidad y ocasion6 un deterioro considerable en su estruetura financiera, que fue corregido en cierto modo por el refinanciamiento de la deuda del sector. Sin embargo, desde 1986 el descenso del valor del d6lar. al cual ests. vinculado el austral. de nuevo ests. · 145 . causando problemas debido al efecto que ejerce en las inversiones del sector y en los programas del servicio de la deuda. que tienen componentes significativos de monedas fuertes japonesas y europeas. 8.49 Las necesidades financieras del sector de electricidad han side grandes en los ultimos ados. Este sector (excluido Yacyreta) ha sufrido perdidas de operacion en cada uno de los cuatro ados del periodo de 1985·88: En mi110nes de US$ 1985 Perdidas de operacion 286 165 379 152 La inversion de capital durante el periodo fue financiada a traves del Fondo de Electricidad y del.. Fondo de Energia, pero sus aportaciones fueron insuficientes en 1985 y el desequilibrio tuvo que cubrirse mediante prestamos. En millones de US$ 1986 Inversion de capital 377 330 367 450 Financiada por el: Fondo de Electricidad 66 82 96 98 Fondo de Energia 245 271 ill 365 Total parcial 311 353 383 463 Prestamos 66 La inversion en Yacyreta en 1987 y 1988 fue de US$306 millones y US$730 millones. respectivamente. Solo procedieron del Fondo de Energia US$96 millones en 1987 y US$247 millones en 1988. La diferencia se cubrio mediante aportaciones de capital social (US$50 mi1lones en 1987 y US$173 millones en 1988) y prestamos del extranjero. Ademas de un nivel de tarifas cronicamente bajo, las condiciones de financiamiento para estos proyectos hidroelectricos de larga gestacion ejercieron un efecto muy importante en las finanzas del sector. En particular, los periodos de gracia son en general solo de aproximadamente la mitad del periodo de construccion, y el de amortizacion tiende a ser de solo un tercio del periodo de depreciacion. 8.50 Las recientes dificultades economicas tambien han dado como resultado el deterioro de la disciplina financiera entre las entidades del sector publico. Han aumentado las moras en los pagos por concepto de compra de electricidad por organismos nacionales, provinciales. municipa1es y autonomos. Al 31 de diciembre de 1987, el balance de las cuentas por cobrar a los usuarios de electricidad de las tres empresas nacionales era e1 siguiente (en millones de US$): - 146 No. de Del, cual: Empresa dias Balance En mora Sector ptlblico Ll AyE 167 223,2 184,4 134,4 HIDRO~IOR 96 31,1 12,4 12,0 SEGBA 63 107,4 48,7 28,2 Ll No incluye la deuda de otras empresas nacionales. Como puede apreciarse en este cuadro, el sector ptlblico tiene cuentas en mora con respecto al sector de electricidad de alrededor de US$175 millones. 8.51 Las recientes dificultades economicas de la Argentina quizas hayan contrtbuido al aumento de los robos de electricidad, que explican en gran medida el incremento de las perdidas de distribucion que se ha registrado desde 1981. Ahora bien, los problemas financieros del propio sector de electricidad tambUn fueron un factor que contribuyo al aumento en las perdidas de distribucion, ya que se traduj eron en la reduccion de gastos para la expansion y mantenimiento de la red. 8.52 En marzo de 1986 el Gobierno federal preparo un programa para aborrulr los diversos problemas financieros que enfrentaba el sector, cuyos aspeC1::OS clave fueron: a) Incrementar los recursos provenientes de las operaciones del sector; h)· Lograr una combinacion prudente de autofinanciamiento yemprestitos externos, y G) Examinar anualmente los objetivos financieros quinquenales de las empresas nacionales para el ana siguiente. 8.53 Basandose en las politicas esbozadas para hacer frente a las nuevas realidades. el Gobierno comenzo a fines de 1987 a preparar un Plan de Rehabilitacion Financiera (PRF) , con el cual se proponia cambiar radicalmente la sombria situaci6n financiera de las empresas nacionales de servicios ptlbli.::os, que en la actualidad tienen tasas negativas de rendimiento y dependen en grado significativo de las aportaciones del Gobierno. El PRF se refie'ce al grupo de empresas nacionales (AyE, SEGBA e HIDRONOR) que representan alrededor del 60% de las operaciones del sector. Los principios basic'Js para la preparaci6n del PRF fueron los siguientes: a) Cada empresa y el grupo consolidado de empresas nacionales de servicios ptlblicos mostrarian tendencias claras de mejoramiento, medidas por el coeficiente de operacion (los gastos de operacion - 147 expresados como un porcentaje de los ingresos) y por las contribuciones a la inversion excluidos los prestamos, todo dentro de un nivel razonable de endeudamiento; b) Los aumentos necesarios de las tarifas globales se llevarian a cabo de manera gradual y compatible con el programa de. estabilizacion; c) La situaci6n financiera de las distintas empresas de servicios publicos se equilibraria objetivamente; d) El programa de inversion para cada empresa de servicios publicos estaria estrictamente en consonancia con la expansion de costo minimo convenida con el Banco, y e) Las necesidades de capital de trabajo reflejarian practicas adecuadas de gestion financiera de las empresas de electricidad, en especial en 10 referente a los periodos de cobro y de pago. 8.54 En diciembre de 1989 el Gobierno estaba elaborando nuevas proyecciones financieras. (En el Anexo 10.7 se muestran las proyecciones anteriores del flujo de fondos). 8.55 El PRF se basa en un conjunto de supuestos que tienen en cuenta las limitaciones impuestas por el programa de estabilizacion en: i) los aumentos de las tarifas y la disponibilidad correspondiente de los Fondos de Electricidad y de Energia; ii) las aportaciones del Gobierno, que se utilizaran principalmente para pagos del servicio de la deuda, y iii) los emprestitos con fondos comprometidos para proyectos en marcha que van a destinarse a financiar el componente del costo en divisas de proyectos futuros. El coeficiente de operacion resultante (los gastos de operacion expresados como un porcentaje de los ingresos) tendria una tendencia constante y positiva. El PRF mostro en su combinacion de recursos financieros que la generacion interna de fondos de las empresas nacionales de servicios publicos se incrementaria en forma constante y, con la aportaci6n de. los fondos de electricidad y energia, contribuiria vigorosamente a la inversion. 8.56 La ejecucion del PRF ha encontrado serias dificultades. Pese a los incrementos nominales apreciab1es de los precios ap1icados por el Gobierno a las tarifas de electricidad, dado el. c1ima macroeconomico caracterizado por una e1evada inf1acion, ha resu1tado muy dificil aumentar las tarifas de electricidad en terminos reales. Ademas. 1a intensa sequia que ha sufrido e1 pais durante dos anos consecutivos ha ocasionado incrementos sustanciales en los costos de operacion. Como resu1tado, los objetivos enunciados antes no se pudieron a1canzar en 1988 ni en 1989. E1 Gobierno ha de definir el rumbo que conduzca a 1a recuperaci6n financiera del sector. - 148 CAPITULO IX 1A DEMANDA DE ENERGIA A. INTRODUCCION 9.1 El aumento del consumo de energia en la Argentina ha sido inusitadamente alto en comparacion con otros paises de nivel y estructura del PBI semej antes. En el curso de los ultimos 25 aiios dicho consumo ha sobrepasado en todo momenta a la tasa de crecimiento del PBI. La elasticidad de la demanda final de energia, en funcion del ingreso, fue 1,5% en el decenio de 1960 y 1,2% en el de 1970. Durante el periodo de 1980-85, e1 PBI decayo a raz6n de un 1,5% anua1, en tanto que las estadisticas muestran que e1 consumo final de energia se mantuvo estacionario. E1 consumo de energia per capita, de 10 barri1es de equivalente en petr61eo por ano, es ahora casi e1 dob:',e del de los paises vecinos, Chile y Uruguay, que tienen estructuras simi1ares del PBI y del PBN per capita. Las medidas tendientes a lograr eficiencia en 1a uti1izacion de energia no se han promovido tanto como en los paises desarro11ados, principa1mente como resu1tado de 1a po1itica de fijaci6n de precios para la energia, que en muchos casos ais10 a los usuarios intern()s de los efectos de los e1evados precios internaciona1es de 1a energia durante el periodo de 1973-85. Ademas, 1a fijaci6n de precios determinados por un sistema complejo de precios administrados que no estan vincu1ados con los nbre1es internaciona1es ni con los costos margina1es a largo plazo no a1ienta 1a conservacion. 9.2 Los principa1es problemas de la demanda de energia estan c1aramente re1aci(mados con las reformas que se necesitan con urgencia en 1a politica de fijaci6n de precios (examinadas en detal1e en capitu10s anteriores). Por esa razon --y tambien por las 1imitaciones en materia de datos actualizados sobre La demanda y los balances energeticos-- en este estudio no se ha intent.!tdo rea1izar nuevas proyecciones deta11adaS para pronosticar los ba1ancE~s integrados de oferta y demanda de energia. En este capitulo s6lo se analizan y eva1uan la demanda y las proyecciones sobre 1a base del Plan de Energia de 1986. En los Anexos 9.1 a 9.5 se muestra un resumen de los ba1ancE!.S energeticos del citado plan correspondientes a los aftos 1984, 1986, 1990, 1995 y 2000. Esos balances proporcionan una base solida para analizar 1a deml!mda anterior y futura. Es importante, sin embargo, que se actualicen esos balances y se hagan proyecciones de diversas hip.6tesis de inversion y de polttica. En e1 Anexo 9.5 se comparan 1a demanda y e1 consumo de energia de la unidad familiar. . B. 1A DEMANDA ANTERIOR La dem~mda sectorial 9.3 La proporcion del consumo de energia en los sectores resideltcial/publico y agricola aument6 desde 1970 hasta 1986, en tanto que se redt:.jeron los porcentajes correspondientes a los sectores industrial y de - 149 trans porte . La proporcl.on del consumo de energia residencial/publico se incremento desde el 20% en 1970 al 26% en 1986, y el porcentaje del sector agricola se elevo del 3,7% en 1979 al 5,2% en 1986. 9.4 Durante el periodo de 1970 a 1986, la demanda de energia subio al 1,95% por ano, en tanto que el PBI aumento en 1,22% anual, 0 sea una elasticidad de 1,55, que es muy elevada en comparacion con las normas internacionales. El nivel de consumo de energia en el sector residencial aumento en 3,6% al ano, en tanto que el PBN real para la unidad familiar se incremento en 0,8% anual desde 1970 hasta 1986. El consumo industrial subio 0,8% al ano, mientras que el PBI real correspondiente a la industria se incremento en 0,52%. El aumento del consumo de energia en el sector de transporte fue de 1,5% anual como promedio, en tanto que el PSI correspondiente a este sector se incremento en 1,40% al ano. La demanda del sector agricola aumento en 4% anual, mientras que el PBI para este sector se elevo en 1,86% al ano. Estructura de la demanda 9.5 Hubo importantes cambios estructurales en la utilizacion de los recursos de energia. El gas natural ha reemplazado a los destilados pesados y medianos en los sectores industrial y electrico, y al GPL y al queroseno en los sectores residencial, comercial y publico. Como consecuencia, el porcentaje del gas natural en el consumo final se incremento del 3% en 1960 a alrededor del 27% en 1985. Durante el mismo periodo, la parte que corresponde a la electricidad en el consumo de energia final se ha duplicado con creces para llegar a casi el 11% en 1985. El avance en el consumo de la electricidad se ha producido principalmente en la industria y en el sector publico. 9.6 No se han registrado cambios importantes en las tendencias del consumo en los sectores de transporte y agricola. En el primero, alrededor de la mitad de la demanda se satisface con gasolina y la otra mitad con diesel. El consumo de fuel oil (sobre todo para el transporte maritimo) se reduj 0 a alrededor del 4% del consumo total de energia en el sector, en comparacion con el 30% en 1960. Tambien es importante senalar el exito del gas natural comprimido que, segUn se espera, reemplazara alrededor de 700.000 toneladas de gasolina en su equivalente en petroleo para fines de siglo. El sector agricola sigue consumiendo casi exclusivamente productos destilados medianos, que representan el 98% de la energia utilizada en ese sector. 9.7 En la actualidad el sector de transporte es el que mas influye en la demanda de productos derivados del petroleo (mas del 60% de la demanda final en 1985). La demanda de derivados reI petr6leo en el total de la economia seguira desplazandose hacla la gasolina y el diesel para automotores, a medida que el fuel oil, el queroseno y el diesel industrial sean reemplazados por el gas natural y la electricidad primaria. - 150 C. PRECIO DE LA ENERGIA Y ELASTICIDAD DE LA DEMANDA EN FUNCION DEL INGRESO 9.8 En fecha reciente se ha efectuado un aruilisis relativamente detallado de las relaciones entre el precio de la energia y las elasticidades de la demanda en funcion del ingreso. Se utilizaron datos anuales y trimestrales en determinados casos para estimar los precios y la relacion elasti.::idad-ingreso a corto y largo plazo. En el Cuadro 9.1 se presenta un resume::l de las elasticidades. Como se puede observar, hay relaciones elasti.::idades-precios considerablemente grandes en el caso de casi todos los combustibles, en particular de la gasolina. Tambit~n hay relaciones de elastit::idad-precios significativas, aunque no tan grandes, para la electricidad y el gas natural. Este nivel indica que habra un efecto moderado en la demanda, e incrementos importantes en los ingresos, si los precio,:; se ajustan a valores mas altos. Evidentemente se necesitan mas aruilisis a fin' de concentrarse en las relaciones de elasticidades-precios cruzad~s y en la interrelacion de los precios, ya que es necesario coordinar las politicas de precios para el gas natural, el GPL y la electricidad de uso residencial, de modo que los precios se incrementen en forma conjunta de una manera racional. El efet:!to de los cambios de los precios en la demanda de energia 9.9 En el Capitulo IV se formulan nuemerosas recomendaciones acerca de la introduccion de cambios en el sistema de fij acion de precios para la energLil. Se han hecho algunas estimaciones aproximadas de los cambios porcen'::ua1es de los precios, incluidos los impuestos, sobre la base de los precios vigentes en el cuarto trimestre de 1988, hasta llegar a los precios econom:Lcos, incluida la nueva estructura tributaria recomendada. Si bien los incrementos de precios deben ser graduales y deben establecerse tarifas minimas, es uti1 estimar el efecto que se producira en la demanda a plazo medianl) (cinco aftos) si los precios se llevan al nive1 economico (incluidos los nUE~VOS impuestos que se sugieren). En el Cuadro 9.2 se muestra el efecto de los cambios de precios. Si se modifican los precios, conforme a la hipote:;is I, habra un ahorro en la demanda final estimado en 1,75 millones de TEP" que equivale a US$208 millones anuales. Si los precios descienden 30X en termlnos reales, como en la hlpotesls 2, el costo adlclonal para la economia seria de US$560 millones anuales. 9.10 Pron6sticos de la demanda de energia. El petr6leo y el gas natural represlmtan alrededor del 50% y el 30%, respectivamente, del volumen bruto de energia consumido en la Argentina. Los pronosticos.de la demanda indican que, conforme a una amplia gama de supuestos, ambos productos seguiran desempl~ftando una funcion importante en el sector de energia. Las estimac:dones indican que su participaci6n sera de alrededor del 43% y el 33%, respecl:ivamente, en el afto 2000. Esto significa que i) el petroleo y el gas seguirAn suministrando mas de las tres cuartas partes del total bruto de energia consumida en Argentina, y ii) que el gas natural adquirira cada vez mayor :Lmportancia en relaci6n con el petroleo. 9.11 Cuando el Gobierno completo el Plan de Energia de 1986 hizo hincap:Le en tres objetivos: i) incrementar la contribucion de los recursos de gas: natural e hidroelectricos al suministro de energia del pais; Cuadro 9.1: RESUMEN DE LAS ELASTICIDADES EN FUNCION DE LOS PRECIOS Y EL INGRESO CORRESPONDIENTES A LAS FUENTES DE ENERGIA Elasticidad-ereeios glasticidad-i~reSO R2 Medida del A corto e[a%2 A [argo e1a%0 A corto e[a%2 A argo DIazo ajustado ill!1reso Gasolina - Cooln -0,220 -1,38 0,115 0,65 0,94 PBI per dpi ta - Especial -0,100 -0,50 0,287 1,45 0,92 PBI per dpita Queroseno -0,243 -1,52 0,067 0,42 0,91 PBI per cApita GPL -0,070 -0 12 0,342 0,60 0,86 PBI per dpi tit Fuel oi I -0,384 -0:77 0,456 0,91 0,88 PBI (industria) Gas oil -0,057 -0,47 0,33 2,75 0,93 PBI (transporte) Diesel -0,807 sId 0,417 0,64 Gas natural - Industria if -0,176 -0,23 0,382 0,5 0,65 PBI (industrial) Gas natural - Residencllll -0,1 a -0,21 a 0,474 0,086 0,99 PBI per cApi til I -0,214 -0,39 I-' Electricidad VI I-' - Resiaencial -0,046 a -0,074 a 0,270 0,43 0,66 PBI per dpita - Industrial -0,8 -0,150 -1, 19 1 0,42 0. a ,56 0,440 1,6 0.98 PBI (industrial) 11 Nota: La elasticidad-precio cruzada con el precio del fuel oil es de 0,42 a corto plazo y de 0,89 II largo plazo. 0. Estimaciones uti I hadas por la SE en el modelo de proyecciones de la demands de electricidad. ~: IEERAL de la Fundacior MediterrAnea, regresi6n de los datos anuales. Cuadro 9.2: EfECIO APROXIKAOO A LARGO PLAZO DE LOS CAMBIOS DE PRECIOS SOBRE LA DEMANDA DE ENERGIA Difereneia entre: Hi~tesis 1 HiOOtesis 2 Hip. 1 & Hip. 2 Incrementos porcentuales Recucci6n Variaci6n neeesarios Variaci6n hipotitica de porcentual de Variaci6n Elasticidad-rrecio para pasar a porcentual de 30X en todos la demanda porcentual de a largo p azo precios econ6micos l a deillanda (X) los precios X la demanda Gasol ina - Ccmln -1,38 -15 ... ,9 -30 41 22 - Especial -0 5 -13 ...7 -30 15 8 Queroseno -1:52 -6 ...9 -30 45 36 Gas oil -047 8 -4 -30 14 18 Diesel -0:8 13 -10 -30 24 34 Fuel oi l -0,77 24 -18 -30 23 41 GPL -0,12 29 -3 -30 4 7 I Gas natural - Residencial ~ -0,21 83 -18 -30 6 24 I-' - Industrial II -0,23 27 -6 -30 7 13 V1 I\l Eleclricidad -esldencial ~ -0,19 98 -19 -30 6 25 Industrial II -0,56 12 0 -7 -30 17 24 L1 Las estimaciones de la elasticidad-precio varfan de -0,1 a -0,2 a corto plazo V de -0,2 a -0,37 a largo plazo va que hay una elasticidad-precio cruzada significativa con el GPL (V los precios del GPL sin duds incrementan la elasticidad de -0,2 utilizada como aproximaci6n). II Hav una elasticidad-precio cruzada significativa con el fuel oil de 0,42 a corto plazo V 0,89 a largo plazo. - 153 ii) intensificar los esfuerzos de exploracion petrolera a fin de mejorar la relacion reservas-produccion, iii) corregir las distorsiones de los precios, y Iv) fomentar la conservacion y la sustitucion. Concretamente, en el Plan de Energia de 1986 se proyectaba que Argentina mantendria su autosuficiencia en materia de energia hasta el ana 2000 mediante el aumento del porcentaje del uso que corresponde al gas natural y la hidroelectricidad en el balance energetico del pais (consumo de gas natural: del 25% en 1985 al 36% en el 2000; hidroelectricidad: del 11% en 1983 al 15% en el 2000), reduciendose en consecuencia el del petroleo del 47% al 37%. El Plan de Energia es un instrumento valioso de planificacion, pero es menester revisarlo y actualizarlo continuamente para asegurar la eficacia de su uso en funci6n de los costos y la utilizacion equilibrada de los recursos. 9.12 De conformidad con el Plan de Energia de 1986, la Subsecretaria de Planificacion Energetica (SPE) , de la Secretaria de Energia, junto con especialistas de empresas del sector de energia, proyecto la demanda y la demanda hasta fines del siglo. El establecimiento del plan fue un logro importante y muy positivo. Sin embargo, las cifras de 1986 todavia sirven de base para la planificacion que se hace ahora y aun no se han actualizado. Por otra parte, la calidad de las proyecciones de la demanda sectorial es irregular debido a la falta de una base adecuada de datos, en especial en 10 que se refiere al sector industrial, que representa casi el 30% del consumo final. 9.13 En general se han utilizado funciones simples econometricas con el consiguiente desfase a fin de estimar la demanda para los siguientes sectores: i) residencial, comercial y publico; ii) industrial; iii) transporte; Iv) agricola, v) petroquimico y otros. La Subsecretaria proyecto que la demanda final de energia se incrementaria en 4,7% al ano entre 1986-90, y en 3,2% al ano en 10 sucesivo, basandose en el supuesto de que el PBI se incrementar1a en 3% al ano hasta 1990, y en 4% al ano en 10 sucesivo. Las necesidades de suministro e inversion se determinaron de conformidad con el Plan Nacional de Energia utilizando estas mismas proyecciones de la demanda. 9.14 Es util considerar otras alternativas, con hipotesis de demanda mas baja en base a un menor crecimiento economico, posibles efectos de saturacion. y efectos de los probables incrementos de precios de la energ1a a fin de captar mej or toda la gama de acontecimientos posibles. En el Cuadro 9.3 se muestra una comparacion entre las proyecciones de la demanda del Plan de Energia de 1986 y una proyeccion de demanda menor, basada en un menor crecimiento medio del PSI del 2% anual (en lugar del 4% al ana segUn el Plan de Energia). La hipotesis de menor demanda incluye proyecciones de demanda de electricidad reducida (tomadas del Capitulo VIII) y supuestos de menor demanda de gas natural. En general, se supone que los precios se mantendran contantes en terminos reales en los niveles del cuarto trimestre de 1988. Sin embargo, se supone que se descubriran.otros yacimientos de gas natural para satisfacer la demanda creciente. Como puede apreciarse, el crecimiento economico mas bajo da como resultado que la demanda total de energia final y la de energia primaria sean entre 12% y alrededor de 17% mas bajas, respectivamente, que en el caso del crecimiento mas alto del PBI. Como ya se ha senalado, un incremento sustancial permanente de los precios - 154 reales podria reducir significativamente la demanda (del 9% a1 12%), y la realizacion de ciertas inversiones especificas en conservacion podria proporcionar un ahorro adicional de energia. 9.15 Este analisis senala la necesidad de llevar a cabo nuevos estudios mas de":::allados de las proyecciones de la oferta y la demanda de energia, que tengan en cuenta las diferencias en el crecimiento del PBI, las diferencias en los niveles de precios, la sustituci6n de un combustible por otro y los progr~nas de conservacion de energia. Cuadro 9.3: COMPARACION DE LAS PROYECCIONES DE LA DEMANDA (Proyeccion del Plan de Energia-SPE, y proyeccion de la alternativa de una demanda reducida, preparada por el Banco Mundia1) a) Creo::imiento porcentual anual 1990-2000 Demanda SPE reducida PBI 4,0 2,0 Elasti4!idad de la energia 0,8 0,96 Demanrui de energia final 3,2 1,92 - Elec~::ricidad 6,2 4,5 - Gas natural 4,0 4,0 - Gasolina 1,2 1,6 - Dest:Llados medianos 3,0 2,0 - Fuel oil (1,7) (0,7) b) Demanda de energia final y primaria Millones de TEP 1985 1990 2000 Demanda Demanda SPE reducida SPE reducida Demand.. de energia final 29,6 36,3 33,1" 49,7 43,7 - Electricidad 3,3 4,2 4,1 7,8 6,6 - Gas natural 7,4 12,0 11,2 17,8 15,3 - Gasolina 5,1 4,8 4,1 5,4 4,8 - Destilados medianos 7,3 8,8 7,5 11,8 9,1 - Fuel oil 1,6 1,2 1,4 1,1 1,6 Demand.!!. de energia primaria 45,0 53,4 46,4 71,4 58,4 - Petr6leo crudo 22,9 22,0 21,8 26,5 23,5 - Gas natural 14,8 24,0 18,3 31,9 23,4 - Hidr(lelectrica y nuclear 3,5 3,5 3,5 8,9 6,5 - 155 CAPITULO X LAS FINANZAS INTEGRADAS EN EL SECTOR DE ENERGIA 10.1 En este capitulo se describen las proyecciones financieras para 1989-95 correspondientes a YPF, Gas del Estado, empresas estatales de energia electrica y la Entidad Binacional Yacyreta, que suponen una continuaci6n de las politicas de fijaci6n de precios, tributarias y de inversi6n y de los planes vigentes durante el primer trimestre de 1989. Las proyecciones no reflej an el punto de vista del Banco Mundial. Se basan en los datos presentados por YPF, Gas del Estado y las empresas estatales de energia electrica durante la preparaci6n del presente informe (los detalles figuran en los Anexos 10.1 a 10.7). Las proyecciones tampoco reflejan las reformas que se necesitan con urgencia en la estructura de precios y en la subvenci6n cruzada del sector. Tal vez, ciertos acontecimientos que ocurrieron con posterioridad a la visita de la misi6n en marzo de 1989 hayan desactualizado algunos de los datos que, por ende, deberan revisarse. Los datos de 1989 mencionados en el informe y en los Anexos 10.1 a 10.7 son preliminares. Todavia no han podido obtenerse nuevas proyecciones integradas del gobierno recien elegido. Las proyecciones financieras van seguidas de un resumen sobre el efecto potencial de los posibles cambios en la politica de precios, de las modificaciones impositivas recomendadas y de la implementaci6n de las diferentes opciones en materia de planes de inversi6n, para ilustrar la posible magnitud de los cambios. Proyecciones del desempeno financiero del sector de energia. 1989-95 10.2 Tomando como base la continuaci6n de las actuales politicas de precios y de los niveles de inversi6n proyectados - -suponlendo que la inflaci6n en d6lares sea del 5% anual y que las tarifas de electricidad, los precios del petr6leo crudo, de los productos refinados y del gas natural se mantengan constantes en d6lares de diclembre de 1988- - se espera que el sector de energia tenga un Ingreso global posltivo proveniente de sus operaciones en el periodo de 1989-95, el cual probablemente ascienda a casi US$55.000 millones (vease el Anexo 10.1). Sin embargo, despues de deducir mUltiples recargos, impuestos, regalias, contribuciones a fondos sectoriales especiales y pagos de intereses, este ingreso se reduce a US$ll.OOO millones. La depreciaci6n de US$12.000 millones reduce el ingreso acumulado para el sector a una perdida neta de US$1.200 millones en el periodo (vease el Cuadro 10.1). Cuadro 10.1: PROYECCIONES DEL DESEMPEAO FINAHCIERO EN 1989-95 Gas Empresas del el6ctricas --Iff- ~ nacionales ~ Totales Ingresos brutos 60.626 12.302 17.417 1.163 91.508 Menos: Gastos de operaciOn -23.738 -7.607 -7.703 -50 -39.098 Jngresos de operaciOn 36.888 ~ 9."'?i'4 T:l1l 52.410 Menos: Gastos no provenientes de las operaciones -29.807 -1.966 -7.619 -2.321 -41. 713 Ingresosl antes de descontar la depreciaciOn 7.081 T.'m ~ ~ 10.697 DepreciaciOn -7.214 -2.102 -2.231 -11.924 -377 Ingresos netosl -:nJ -m -136 -1.585 -1.227 La mayor parte de la perdida proviene de Yacyreta, proyecto en el que enonmes reemboLsos de Los prestamos vencen tan pronto como la CorporaciOn comienza a generar electricidad. - 156 10. 3 Proyecciones de 1 balance general. Has ta 1995 se proyecta un mejoramiento bien definido en los indicadores de desempeno para e1 sector conso1idado, como se muestra a continuaci6n (vease e1 Anexo 10.4). 1987 1992 1992 1995 (cifra (cifra (cifra (cifra real) estimada) proyectada) proyectada) Sector conso1idado de energia Tasa dE~ rendimiento 16% 22% 33% 38% Coefic::entes de operacion 0,56 0,49 0,40 0,33 Re1aci()n deuda a largo p1azo/capita1 0,42 0,49 0,40 0,32 Re1aci()n corriente 0,72 0,76 1,23 1,31 Re1aci()n activo disp(mib1e-pasivo corriente 0,45 0,55 1,00 1,1 E1 desempeno individual de YPF, Gas del Estado y e1 sector consoH,dado de energia e1ectrica se proyecta como sigue: Gas del Sector de 1987 rE:a1 ~ Estado e1ectricidad Tasa dE: rendimiento 42% 7% 7% Coeficientes de operacion 0,41 0,78 0,61 Re1acion deuda a largo p1azo/capita1 0,49 0,60 0,40 Re1aciclfl corriente 0,92 0,59 0,66 Re1acion activo dispc,nib1e-pasivo corriente 0,68 0,35 0,48 Gas del . Sector de 1992 (proyectado) ~ Estado e1ectricidad Tasa dE' rendimiento 68% 20% 12% Coeficientes de operacion 0,36 0,60 0,42 Re1acic.n deuda a 1ar'go p1azo/cap;i.ta1 0,34 0,75 0,44 Re1aci(,n corriente 1,90 0,86 0,65 Re1acie·n activo dispc'nib le - pas i vo corriente 1,54 0,66 0,49 - 157 Gas del Sector de 1995 (proyectado) YPF Estado electricidad Tasa de rendimiento 111% 24% 12% Coeficientes de operacion 0,29 0,58 0,34 Relacion deuda a largo plazo/capital 0,24 0,41 0,38 Relacion corriente 1,98 1,00 0,68 Relacion activo disponible-pasivo corriente 1,64 0,78 0,57 10.4 Estos cuadros indican que YPF tiene el mejor desempefto financiero hasta que incurre en la miriada de costos no atribuibles a sus operaciones. El sector de electricidad supera el desempeno de Gas del Estado hasta 1993, cuando Yacyreta. entra en servicio y se capitaliza la enorme inversion efectuada en el proyecto, 10 que conduce a una tasa muy baja de rendimiento y una relacion corriente deficiente. Fuente y usos de los fondos para proyectos 10.5 La proyeccion de las fuentes y usos de los fondos para el sector de energia consolidado en el periodo de 1989-95 indica un deficit global de US$627 millones (vease el Anexo 10.6). Cuadro 10.2; PROYECCION DE LAS FUENTES Y USOS DE LOS FONDOS, 1989-95 Sector consolidado de energ1a Fuentes (millones de US$) Ingreso neto 34.543 Depreciacion 11. 924 Prestamos a largo plazo 3.291 Fondo de energia 4.033 Fondo de electricidad 794 Refinanciamiento de COMGASCO 441 Aportes de capital 2.758 TOTAL 53.784 - 158 Sector conso1idado de energia (mi110nes de US$) Aumento/(disminucion) del capital de trabajo -75 Aument!) de otros activos 1.760 Reembo:..sos del principal de los prestamos 5.750 Pagos de intereses de los prestamos 9.621 Rega1ins 2.285 Impuest::o a1 combustib1e/impuesto a1 capita1/ impuE~sto a 1a renta 18.849 Inversi.. on 16.281 54.471 10.6 E1 deficit proyectado de mas de U5$627 mi110nes en un periodo de siete afios es menos del 4% de 1a inversion agregada, 10 que norma1mente no seria lUotivo de inquietud. 5in embargo, ese deficit puede incrementarse considE!rab1emente si las tarifas no se mantienen a1 ritmo de 1a deva1uaci6n del austral y e1 sector no puede financiar los U5$15.400 mi110nes del servid.o de 1a deuda en los proximos siete afios. Las proyecciones re1acicmadas con 1a inversion en 1a produccion de petro1eo y gas natural, segUn las cifras de YPF, indican que 1a produccion de petro1eo sera de a1rededor de 2S, 3 millones de metros cubicos para 1993. Este vo1umen de producc:ion es 1igeramente inferior a1 proyectado en e1 Plan de Energia y esta en e1 punto medio entre los casos minimo y maximo (Capitulo V). La hip6tesis del caso minima es 1a produccion proyectada por YPF basada en 1a continuaci6n de los nive1es de inversion que de hecho ha 10grado YPF en los u1timos afios. Beneficios del mejoramiento de 1a inversion y de las po1iticas de precios y tributarias 10.7 Aunque en e1 ambito de este estudio no se pueden e1aborar proyecciones deta11adas del efecto de las nuevas po1iticas de precios, si es posib1e: indicar en forma aproximada 1a magnitud de los ajustes y beneficios. En pri:O:ler termino (como se describe en deta11e en e1 Capitulo IV), se pueden obtener a1rededor de U5$1.650 millones a1 afio con una reduccion de los subsidios, 1a modificacion de los impuestos, y aumentos en los precios del gas natural, 1a e1ectricidad y e1 GPL. Las economias derivadas de una menor demands. a1canzarian una suma bruta de a1rededor de U5$200 mi110nes anua1es a1 cabo de unos pocos atlos. Ademas, si 1a inversion del sector privado en - 159 exploracion y produccion de petroleo y gas natural se puede utilizar para incrementar el monto de US$3.770 millones (inversion en exploracion y explotaclon segUn la hipotesls del volumen minima de sumlnistro) a US$7.156 millones (la hipotesis del volumen maximo de suministro) en el periodo de 1989-95, los beneficios incrementales netos serian muy grandes, de alrededor de US$1.700 mil10nes en e1 curso del periodo y de hasta US$10.226 mil10nes desde 1989 hasta e1 ano 2000. 10.8 En 10 que se reflere a1 sector de e1ectrlcidad (vease e1 Capitulo VIII). con base en e1 plan de expansion y conforme a 1a hipotesis mas probable de 1a demanda, las necesidades de inversion se reduciran de US$4.213 millones a US$3. 080 millones entre 1989 y 1995. La mayor eficiencia y las menores perdldas en refinacion y en el sector de energia e1ectrica suponen beneficios potencia1es de US$150 mi110nes a US$200 mi1lones por ano. En beneficios fisca1es tota1es, las finanzas del sector de energia podrian mejorarse potencia1mente en un monto de US$10.000 a US$12.000 mi110nes en el curso de los proximos siete afios.