Alta tensión

Los analistas y empresarios
entrevistados por MERCADO para este informe coinciden en que el mercado eléctrico
argentino es uno de los más competitivos del mundo. Con su privatización,
a principios de la década, el sistema se segmentó en generación,
transporte y distribución, y atrajo una catarata de inversiones que supera
ya los US$ 6.000 millones.

La acelerada transformación generó, a la vez, una importante
sobreoferta de generación. Los precios en el MEM cayeron a menos de la
mitad, con cotizaciones entre 20 y 30% más bajas que las vigentes en
Estados Unidos y Europa.

El sistema factura US$ 6.000 millones al año, de los cuales 2.500 millones
corresponden a los generadores, 3.000 millones a los distribuidores y US$ 500
millones a las empresas encargadas de transportar los electrones desde las usinas
hasta las redes de distribución.

En la Secretaría de Energía afirman que el índice de calidad
del servicio de distribución se multiplicó por cuatro en los últimos
seis años. Todavía no alcanza, sin embargo, los niveles europeos
o norteamericanos, debido a que en la Argentina el consumo per cápita
es sustancialmente inferior al que se registra en el mundo desarrollado, lo
que significa que la mejora de la calidad para llegar a esos estándares
requeriría tarifas difíciles de pagar para los usuarios de estas
latitudes.

Pero el mercado local sigue siendo atractivo. Durante las primeras privatizaciones,
los valores pagados por usuario rondaban los US$ 300. Hace unos meses, con la
venta de la compañía eléctrica de la Provincia de Mendoza
(Emse) se pagó hasta US$ 2.000 por cliente.

Paso a paso

Así las cosas, al igual que el negocio de las telecomunicaciones, el
de la electricidad se encuentra ante una etapa desregulatoria. Básicamente,
la compra y venta de energía para los pequeños usuarios en el
mercado mayorista está vedada, ya que las empresas distribuidoras son
las encargadas de realizar esa transacción e incluirla en la factura
junto al valor que cobran por su servicio de red.

Generación de energía eléctrica

Con el tiempo, el límite inferior de potencia para acceder al mercado
mayorista fue bajando, o como prefiere explicar el subsecretario de Energía,
José Sanz, “el sector se privatizó con la liberación de
usuarios incluida. Primero fueron los usuarios de más de 5 megawats los
que podían acceder a la compra de energía en el MEM, por supuesto,
pagando el servicio de red a los distribuidores. Luego se liberó a los
de más de 1 mw; más adelante, en 1994, a los de 100 kilowats y
hace un par de meses a los de más de 50 kw, que es la potencia que requieren
pequeñas y medianas industrias o grandes comercios”.

En abril, la Secretaría de Energía puso a discusión la
liberación total de los usuarios para acceder al mercado mayorista y
anunció también que a partir de 1999 el límite para ingresar
al MEM será de sólo 30 kw, con lo que se espera que para el 2000
esa cota baje a cero.

“Nuestro objetivo es brindar a los clientes la posibilidad de elegir dónde
comprar la energía manteniendo su distribuidor, que por razones tecnológicas
sigue teniendo su monopolio natural de distribución. De esta forma, entendemos
que la competencia mejorará la calidad del servicio y hará que
el sistema sea sostenible a largo plazo, ya que se habilitarán nuevos
negocios que permitan su expansión”, dice Sanz.

Junto a las sucesivas bajas de potencias mínimas para acceder al MEM
se emitió la resolución 21/97 que impone la figura de los comercializadores,
nuevos jugadores que les disputarán a las distribuidoras los clientes
que desean acceder a la energía del mercado mayorista. Si se tiene en
cuenta que el grueso de la facturación de las empresas distribuidoras
proviene de la compra y venta de energía (que por ley se cobra a los
usuarios finales a los mismos precios que se adquirió en el MEM), es
fácil imaginar el clima de inquietud que tiende a instalarse en sus oficinas.

Corto circuito

A pesar de que fuentes oficiales confirman que algunas distribuidoras presentaron
objeciones a la desregulación, tanto Edenor como Edesur (que aglutinan
a casi la mitad de los 9 millones de usuarios del país), responden, casi
en idénticos términos que “el tema está en estudio, y por
ahora no daremos ninguna opinión”.

Prospectiva: potencia instalada hasta el 2010

Durante el año pasado, Edenor vendió energía, sin incluir
peaje, por $ 779,5 millones y obtuvo una ganancia neta de $ 100,3 millones.
Edesur, por su parte, registró ingresos netos por ventas de $ 869 millones
y cerró el ejercicio con utilidades por $ 66,9 millones, descontados
impuestos.

Al parecer, los distribuidores se quejan de que se están introduciendo
“cambios en las reglas del juego” en un negocio donde el retorno de las inversiones
se produce a largo plazo.

Sanz contesta en forma rotunda: “el artículo 42 de la Constitución
Nacional dice claramente que hay que dar la posibilidad de elección donde
ello sea posible y hoy es técnicamente factible brindar a cada usuario
la posibilidad de elegir a quién le compra la energía. Por otra
parte, a pesar de que bajamos gradualmente el requerimiento de potencia para
acceder al MEM, no se afectaron los intereses de las distribuidoras. Eso puede
corroborarse simplemente observando sus balances. Según lo establece
la ley, estas empresas no obtienen ganancias de la compra y venta de energía,
sino por el servicio de valor agregado de la red”.

“Lo que ocurre es que no es lo mismo ser un cobrador de peaje que operar, además,
como comercializador de electricidad, porque cambia el volumen y la naturaleza
del negocio”, explica el consultor Daniel Montamat.

Un ex funcionario del área, que prefiere no revelar su nombre, añade
otro argumento: “a las distribuidoras se les hace muy difícil oponerse
públicamente a la desregulación, sobre todo si se tiene en cuenta
que pocas semanas atrás, en el último coloquio de IDEA, sus directivos
atacaron duramente los proyectos de controles y regulaciones de los legisladores
nacionales”.

“Otra cuestión que parece preocupar a las distribuidoras es que en la
factura van a tener que detallar lo que cobran por la energía y lo que
cobran por la red, y eso puede molestar a mucha gente”, comenta un asesor, a
la sombra de la recova de Paseo Colón al 100.

Estrategias de cambio

Sin embargo, no todos los distribuidores optan por el silencio. Es el caso
de Eduardo Mendl, vicepresidente de AES Americas Inc., una firma global con
base en Estados Unidos que factura US$ 12.000 millones anuales y que desembarcó
en la Argentina con la adquisición de la central térmica San Nicolás.
Luego compró las generadoras Río Juramento e Hidroeléctrica
San Juan. En el segmento de distribución, AES se quedó con buena
parte de la privatización de la empresa bonaerense Eseba al convertirse
en el mejor postor por Eden y Edes (distribuidoras en el norte y sur de la provincia
de Buenos Aires).

A mediados de este año, AES sorprendió a los jugadores del sector
al comprarle al Grupo Techint la participación mayoritaria de Edelap,
con lo que se quedó con 70% de la distribución de electricidad
del territorio bonaerense. Entre Edelap, Eden y Edes, la empresa atiende a algo
más de 670.000 usuarios, con lo que se ubica entre las tres principales
distribuidoras del país, con una facturación de US$ 383,1 millones
en su último ejercicio.

“La desregulación del mercado mayorista afecta directamente a la distribución,
y en el caso de la generación sólo amplía su base de clientes”,
opina Mendl. “La regulación tiene como fin proteger al usuario, entendiendo
por protección que el usuario tenga la calidad del servicio que desea
a un precio justo. Por otra parte, creo que a largo plazo el usuario residencial
debe tener la posibilidad de elegir, y los plazos que maneja la Secretaría
de Energía no parecen incompatibles con las ideas de nuestra empresa.
La ecuación compra-venta de electricidad no se modifica. También
es cierto que si los usuarios van a comprar directamente al mercado mayorista
perderemos volumen financiero. Pero eso no debería afectarnos, si nos
adecuamos estratégicamente al cambio.”

Algo parecido plantea Alejandro Gallino, jefe de asesores de política
energética y tarifaria de la Federación Argentina de Cooperativas
de Electricidad y Otros Servicios Públicos (FACE). En el territorio argentino
hay más de medio millar de cooperativas que brindan el servicio eléctrico
a unos dos millones de usuarios y facturan, en conjunto, $ 350 millones anuales.

La gravitación de las cooperativas es particularmente fuerte en algunas
regiones. En La Pampa, 100% del servicio eléctrico está a cargo
de este tipo de emprendimientos, en Chubut, 90%, y en la provincia de Buenos
Aires, un tercio de los usuarios recibe electricidad de sus 207 cooperativas.

Cuestión de eficiencia

“Los anuncios de la Secretaría de Energía crearon un ambiente
de preocupación en nuestro sector. Esta desregulación afectará
de manera distinta a las cooperativas, según el marco en que se encuentren”,
explica Gallino, quien se refiere concretamente a las provincias donde las compañías
eléctricas no se privatizaron y cuyos esquemas tarifarios contienen subsidios
cruzados. “Lógicamente, los usuarios que subvencionan a otros con la
compra de energía se van a pasar al mercado mayorista y en las distribuidoras
sólo quedarán los subvencionados, pero sin fondos para solventarlos,
de modo que, creemos, las cooperativas que están en estos marcos deberán
poder acceder a una readecuación de sus esquemas tarifarios.”

“Hay compañías que no fueron privatizadas y que aplican tarifas
de peaje totalmente inadecuadas, pero cada vez que la Secretaría bajó
el límite inferior de acceso al MEM, las empresas provinciales redujeron
los costos de sus peajes para esos usuarios”, explica Sanz. “Esto quiere decir
que la liberación de usuarios exige una transformación de esas
empresas.”

Montamat argumenta que “en el mundo ya no se discute si una empresa es o no
privada; sólo importa si es eficiente o no. En este marco, las empresas
que no están cumpliendo eficientemente con su servicio deberán
ajustarse al nuevo esquema, con una lógica competitiva y con un management
autónomo”.

A la hora señalada

Pero las distribuidoras, tanto públicas como privadas, cooperativas
o no, se enfrentan a otro problema. El sistema de precios de la venta de energía
en el

mercado mayorista se divide en tres tramos horarios: el pico (el más
caro, porque abarca las horas de mayor consumo), el valle y el resto.

El distribuidor paga según este esquema, pero les cobra a sus clientes
un precio promedio. “Si los usuarios de mayores potencias se van al mercado
mayorista y las distribuidoras se quedan con los más chicos que, por
lo general, consumen en el tramo del pico, las empresas estarán
vendiendo energía a un precio inferior al costo”, explica Gallino.

Otra cuestión a considerar es la de los contratos atados que,
por la privatización, mantienen Edenor y Edesur con las centrales Costanera
Norte y Sur. Montamat explica que, en su momento, el precio fijado por la Secretaría
de Energía para la electricidad de las firmas que prestan el servicio
en el área metropolitana fue de 40 milésimos de dólar por
kw/h, casi el doble de lo que cuesta en este momento en el MEM. “En la medida
que se libera el mercado mayorista, los usuarios que quedan son los que tienen
que soportar el impacto de estos contratos atados, que recién vencen
en el año 2000.”

Nuevos jugadores

Pese a todo, los expertos consultados por MERCADO coinciden en que el proceso
es irreversible y trae consigo la aparición de nuevos jugadores en el
mercado: los comercializadores, que serán los encargados de mediar
entre los generadores y los usuarios, a los que abastecerán a través
de los distribuidores.

Juan Carlos Fassi, director de la consultora Hagler Bailly, asegura que entre
sus clientes se encuentran varios interesados en ubicarse como comercializadores
en un futuro cercano. Aunque no da nombres, dice que se trata de grandes operadores
norteamericanos y argentinos que tienen experiencia en distribución de
otros commodities, como el gas y el agua.

Fassi da algunas pistas: “pueden ser grandes empresas, capaces de afrontar
la compra a término de grandes volúmenes de energía, con
contratos a largo plazo, que les permitirán hacer ofertas para vender
al menudeo. Para ello se requiere fortaleza financiera y, sobre todo, saber
comercializar”. No es difícil, ante este escenario, imaginar asociaciones
entre todo tipo de empresas distribuidoras y bancos.

Tampoco quedan afuera las cadenas de retail. Según Sanz, “los
precios de la electricidad argentina son los más bajos del mundo. Para
poder diferenciarse como producto hay que tener marca o buen nivel de servicio,
pero la realidad nos indica que los usuarios argentinos buscan mejor servicio,
y en el área de la energía hay mucho para hacer, como asesorar
a los clientes sobre el uso eficiente cuando el equipamiento doméstico
no es el más adecuado”.

De esta manera, el subsecretario de Energía refuerza la idea de que
la desregulación de las telecomunicaciones y del sistema eléctrico
puede generar un mercado de distribución y venta de servicios muy competitivo
en el que productos como la TV por cable, el gas, las operaciones bancarias
y la resolución de trámites y asesoramiento pueden integrarse
en una factura mediante sistemas de fidelización como los que
ahora proliferan en los supermercados y estaciones de servicio.

“Seguramente, pasará bastante tiempo antes de que la venta de energía
se masifique entre los usuarios residenciales. Esto es algo que podemos anticipar
a partir de la conducta de algunos de nuestros clientes: grandes usuarios que
podrían acceder al mercado mayorista, y conseguir así importantes
ahorros, pero que prefieren continuar con las distribuidoras, por temor a perder
una buena relación con ellas”, comenta Fassi.

“Creo que los comercializadores serán jugadores que hoy no están
en el mercado”, pronostica Mendl. Para comercializar cualquier commodity
se necesita una determinada absorción de riesgo y tecnología,
argumenta, “y creo que ni los distribuidores ni los generadores tienen esa capacidad”.
Mendl también señala que el comercializador debe tener una visión
muy amplia; al menos, manejar una canasta de energía que incluya la electricidad
y el gas, o una canasta de servicios. “A medida que se desregula, hay que introducir
flexibilidad en la oferta y hacer buen marketing para conservar clientes.
Pero lo que menos desarrollado tenemos es un área de marketing,
ya que la distribución es un monopolio natural y la generación
se contrata con pocos clientes”, afirma.

“Todo lo que ayude a desnaturalizar los monopolios naturales me parece correcto”,
sentencia Montamat. Pero también observa algunos nubarrones en el horizonte.
“La resolución 21 establece, entre otros requisitos, que para ser agente
comercializador se necesita tener un patrimonio mínimo de $ 14 millones.
Esto quiere decir que sólo pueden participar empresas grandes y creo
que para que la liberación de usuarios se concrete hacen falta muchos
comercializadores.”

Back to back

El primer agente comercializador de electricidad en el mercado argentino es
Enron, una de las compañías de energía más grandes
del mundo, con sede en Houston y una facturación de US$ 20.000 millones
anuales, provenientes de la generación, transporte y comercialización
de electricidad y gas, además de distribución y servicios financieros
para todos sus productos relacionados en más de 70 países.

Enron Comercializadora de Energía Argentina (ECEA) obtuvo la licencia
que le permite comprar y vender electricidad como miembro del MEM.

A fines de septiembre, la empresa firmó su primer acuerdo de comercialización
con Electrometalúrgica Andina, productora y exportadora de metales sílicos.
El acuerdo, de un año de duración, demanda la entrega promedio
de 33 mw/h a la planta industrial instalada en la provincia de San Juan.

Pero el horizonte no es del todo rosado. Aunque los directivos de Enron están
satisfechos y contentos con la operatoria, quisieran ver algunos cambios en
el sistema regulatorio. “Lo que pedimos es que las reglas de juego sean iguales
para todos”, sentencia con un esforzado español, Scott Neal, vicepresidente
de Enron International Argentina. La queja se fundamenta en que los generadores
tienen un régimen distinto del que rige para los comercializadores, y
existe también otro diferente para los distribuidores. Mientras un comercializador
está obligado a vender la demanda total, un generador puede vender, si
quiere, sólo la parte de la demanda que acordó con el cliente,
“y los usuarios quieren tener la misma flexibilidad con los comercializadores
que la que obtienen con los generadores”, dice Federico Cerisoli, director de
la firma.

Otra de las diferencias es que los generadores no sólo están
habilitados para satisfacer la demanda de sus clientes con su propia generación,
sino que también pueden hacerlo en el mercado spot. “En cambio,
los comercializadores tenemos que acordar con los generadores, sin la posibilidad
de recurrir al mercado spot. Todos nuestros contratos son back to
back. Si un cliente quiere 10,5 kw/h nosotros debemos tener comprados 10,5
kw/h y no podemos tener contratados 9 kw/h con un generador y comprar 1,5 kw/h
en el spot“, explica Neal, para quien no hay razón que justifique
el back to back si se considera que los contratos financieros no tienen
ninguna incidencia en el sistema físico.

“Por otro lado”, argumenta, “el mercado tiene una capacidad física de
18.000 mw y el pico es de 12.000 mw. Es decir, hay una importante sobrecapacidad
y, en un mercado con estas características, que un comercializador tenga
el mismo régimen que un generador ayudaría a optimizar la eficiencia
del sistema.”

Las observaciones parecen razonables a la hora de abrir el mercado, sobre todo
si se tiene en cuenta que en algunos estados norteamericanos, donde un proceso
similar se inició hace un año, existen más de 200 comercializadores.

Pero todo está por verse. La Secretaría de Energía presentará
su propuesta en pocos meses más y, en el peor de los casos, como asegura
Sanz, “si la gente no se pasa al mercado mayorista, esto puede deberse a dos
motivos: que las distribuidoras son buenas, o que no generamos la suficiente
competencia ni cantidad de jugadores. Entonces, a lo sumo, todo seguirá
igual”.

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