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Por C. S.

Las principales conclusiones del trabajo sobre el comportamiento de una parte del oligopolio energético que los cuadros técnicos del Enargas, con la firma de su presidente Héctor Formica, enviaron a la Unidad Renegociadora de Contratos son las siguientes.
- Financiamiento de las inversiones. Los problemas de endeudamiento que hoy padecen algunas firmas del oligopolio energético son el resultado directo de los particulares mecanismos de distribución de utilidades empleados. Al momento de la privatización del sistema, las licenciatarias abonaron un monto total de 3772 millones de dólares. Desde entonces y hasta diciembre de 2001, las inversiones fueron de 3149 millones de la misma moneda. En el mismo período, las firmas del oligopolio se endeudaron con el exterior en 2620 millones, cifra que representa el 83 por ciento del total de las inversiones realizadas. Mientras tanto, distribuyeron dividendos por 3121 millones, siempre de dólares, equivalentes al 81 por ciento de las utilidades netas. Así, “al no realizarse prácticamente aportes de capital adicionales y distribuirse la mayor parte de las utilidades obtenidas, las licenciatarias financiaron una porción sustancial de su crecimiento de activos fijos a través del financiamiento de terceros”.
- Redes: Con prescindencia de las muchas “demoras” puntuales que desde la privatización dieron lugar a sanciones o bien fueron subsanadas bajo la presión del ente regulador, la síntesis del Enargas muestra que las empresas, antes o después, sí realizaron las inversiones comprometidas en las licitaciones. El problema fue que las únicas inversiones obligatorias eran las vinculadas con la seguridad pública y la integridad del sistema, es decir, con las renovaciones y reparaciones de la red existente (Categoría 1). Por el contrario, las inversiones relacionadas con “los incrementos esperados de la demanda” (Categoría 2) no tienen carácter obligatorio. Ello no evitó, sin embargo, que sí “fueran consideradas en la determinación de las tarifas iniciales” (al momento de las privatizaciones). En concreto y según se encarga de aclarar taxativamente el informe, “el marco regulatorio no prevé la expansión obligatoria de redes, en tanto y en cuanto las distribuidoras se encuentran obligadas a expandir el sistema cuando cada obra, analizada individualmente, garantiza una rentabilidad positiva”.
El informe agrega otro dato de la experiencia de estos años: “La incorporación de usuarios al sistema y de redes por distribuidora se solventó mayoritariamente a través del financiamiento por parte de los usuarios”. En la mayoría de los casos, las nuevas redes fueron incorporadas al patrimonio de las empresas como “una donación” de los usuarios. Adicionalmente los nuevos activos se incorporaban sobrevaluados, lo que acrecentaba el patrimonio y mejoraba la distribución de ganancias.
- Gasoductos: El punto 8.1.3 de las Licencias de Transporte de la Industria del Gas establece que “la licenciataria no estará obligada a llevar a cabo extensiones del Sistema de Gasoductos”. Las ampliaciones se realizarán “siempre que existan requerimientos de nueva capacidad de transporte en firme solicitada por cargadores que estén dispuestos a celebrar contratos de compra por plazos variables pero que en general superan los 10 años”. Cabe destacar que en este caso las expansiones se realizaron mayoritariamente con la aplicación de las tarifas vigentes y sin que el usuario final tuviera que afrontar costo alguno. También que esta metodología refleja la ausencia den un plan estratégico de expansión.
- Exportaciones. Dado que el grueso de los nuevos gasoductos se desarrollaron para la exportación, resulta interesante recordar lo que al respecto sostiene el marco regulatorio: “Cuando el solicitante es un cargador extranjero, explica el Enargas, debe obtenerse la autorización previa de la Secretaría de Energía, por parte del productor” y “es elcargador extranjero quien afronta la inversión para la conexión desde el sistema nacional de transporte hasta la frontera”. Bajo esta normativa se construyeron los gasoductos de Uruguayana, NorAndino, GasAndes, Cruz del Sur, Casablanca y Colón-Paysandú. Un dato interesante, para tener en cuenta en la actual coyuntura, es que el marco regulatorio establece que la capacidad que vende el transportista con destino a exportación debe ser “capacidad adicional” a la requerida por el mercado interno.