Introducción
Los efectos de las reformas estructurales de la Argentina de los años noventa son, sin dudas, uno de los grandes tópicos de las ciencias sociales contemporáneas. Sin embargo, podemos encontrar la raíz de la metamorfosis del régimen de acumulación en la dictadura de 1976, donde se conforma una nueva élite económica y se pone fin a la industrialización por sustitución de importaciones (Schvarzer, 1982; Azpiazu y Nochteff, 1994; Basualdo, 2013; Castellani, 2006). Este nuevo régimen encontró su límite y profundización en la crisis hiperinflacionaria y el contexto macroeconómico adverso de fines de 1989, donde el gobierno entrante de Menem optó por concretar reformas estructurales de amplio alcance para sortear la crisis (Torre, 1998; Pucciarelli, 2011).
En efecto, las reformas, el Plan de Convertibilidad y la aplicación (no estricta) del Consenso de Washington produjeron efectos sobre el poder económico local afectando negativamente incluso a algunos de los grupos empresariales más importantes (Gaggero, 2011; Beltran, 2011). Por lo tanto, el proceso de privatizaciones fue crucial para viabilizar y congeniar las reformas estructurales con el establishment (Azpiazu y Schorr, 2001; Etchemendy, 2001). Los primeros efectos pueden verse en que los principales grupos sociales en pugna convergieron en los consorcios administradores, conformando una suerte de comunidad de negocios: las licitaciones de los activos públicos incluían en los pliegos el canje de deuda externa a valor nominal (beneficiando a los acreedores internacionales), requerían experiencia previa en los sectores de actividad a privatizar (garantizando lugar al gran capital transnacional portador de inversión extranjera directa, vital para el nuevo programa económico) y, por último, se requería la presencia de oferentes nacionales dentro de los consorcios (Azpiazu, 2002).
Es decir que durante el proceso de privatización de las empresas estatales convergieron de manera simbiótica los intereses de los principales referentes de las clases propietarias a nivel nacional e internacional. A su vez, los activos estatales poseían características muy atractivas: contextos operativos de privilegios, subvaluación de los activos de las empresas y la garantía de rentabilidad. En este punto, en este artículo se propone analizar los efectos de las reformas sobre el sector eléctrico, dado que fue considerado un caso ‘exitoso’ de reforma tras la crisis energética que aconteció durante los últimos años de la gestión estatal durante el gobierno de Alfonsín (Gerchunoff et al., 2003)
Un primer acercamiento a la bibliografía específica del sector eléctrico argentino permite delimitar tres grupos de investigaciones diferenciados tanto metodológicamente, como en sus ambiciones teóricas y los hallazgos producto de ellos: a) los trabajos de economía política, particularmente del núcleo de investigadores de la Facultad Latinoamericana de Ciencias Sociales (flacso), que analizan sectores agregados de actividad y el impacto macroeconómico de las privatizaciones en su conjunto y su respectiva cualidad de rentabilidad y distribución regresiva del producto; b) los trabajos de microeconomía orientados al análisis e interpretación del efecto de la competencia sobre los precios finales y las características de la regulación estatal en pos de garantizarla, entre otras dimensiones; y c) los informes de distintos organismos multilaterales, de orden comparativo entre las situaciones y contextos de los países latinoamericanos, enfocados en hallar los rasgos distintivos para una aplicación exitosa de reformas pro mercado.
En cuanto al primer grupo de estudios de economía política, pueden englobarse los trabajos de Azpiazu y Nochteff (1994), Arceo y Basualdo (1999), Schvarzer (1998) y Abeles (1999) sobre las principales transformaciones estructurales ocurridas en la economía argentina durante los años 90; y en particular Azpiazu y Schorr (2001) y Azpiazu (2002) sobre las privatizaciones, sus efectos macroeconómicos y redistributivos, las características de la comunidad de negocios y la relación del Estado con el poder económico consolidado.[2] Esta primera línea de trabajos indaga la acción de los sectores hegemónicos concentrados a partir de los efectos macroeconómicos derivados de sus prácticas de acumulación y su influencia sobre la orientación de las políticas económicas nacionales. Sin embargo, sobre las privatizaciones, los autores se centran en los fenómenos macro de la reforma en su conjunto y sólo indagan en profundidad aquellos casos problemáticos con efectos regresivos a nivel social (caso entel o Aerolíneas Argentinas). Como se verá más adelante, el presente artículo se distancia parcialmente de esta postura al analizar al pormenor las lógicas comerciales que se desprenden de la privatización, aunque se encuentren afinidades con algunas de sus conclusiones.
El segundo grupo de trabajos se orienta al análisis de las acciones a nivel microeconómico vinculadas a las empresas, ordenando el eje argumental alrededor de la lógica de la competencia mercantil. Devoto y Cardozo (2002) analizan comparativamente las tarifas medias generales de antes y después de la reestructuración de la empresa estatal Servicios Eléctricos de Gran Buenos Aires (segba), mientras que fiel (1998) muestra los efectos de la instalación de entes reguladores estatales que fomentan y vigilan la competencia. Gerchunoff et al. (2003) analiza los marcos normativos del sector eléctrico, que presentan dos virtudes centrales: a) la tarifa está orientada a cubrir los costos; y b) la inversión se desprende de los efectos de la competencia mercantil (real o simulada vía regulación estatal). Murillo y Finchelstein (2004) muestran que la competencia en el sector generación contribuyó al descenso del precio mayorista de la electricidad con niveles bajos de concentración; sin embargo, ello no impactó sobre las tarifas. Al respecto, estos análisis de orden sectorial incorporan como supuestos los contextos socioeconómicos en que se desarrollan las acciones empresariales, y toman como referencia el sector a nivel nacional subestimando las lógicas comerciales a menores niveles de agregación.
Dentro del tercer grupo de autores, relacionados a organismos multilaterales de crédito y otros entes, Maldonado y Palma (2004) proponen un análisis comparativo de la reforma del sector eléctrico en Latinoamérica, centrándose por un lado, en que la privatización y reforma del sector eléctrico implicó una reducción de los recursos estatales para elaborar políticas específicas, regular y fiscalizar la evolución del sector; y por otro, en que las garantías propuestas por los marcos regulatorios no lograron impedir que se concentrara la oferta, contrariando los objetivos mínimos de la reforma. Shaikh (1996), en un estudio de caso sobre segba, identifica las principales transformaciones y compara la gestión estatal y la privada a partir de distintos indicadores de la actividad económica. Estos informes son de tipo exploratorio y se orientan a identificar problemáticas relacionadas a la función pública sin ahondar en instancias analíticas como las dos vertientes antes mencionadas.
El consenso indica que las reformas estructurales y privatizaciones de los años noventa modificaron la lógica comercial del sector eléctrico, antes monopolizado por el Estado. La reforma buscó dotar de competencia mercantil al nuevo sector eléctrico, dividiéndolo en tres segmentos (generación, transporte y distribución) y organizados en el mercado eléctrico mayorista. Sin embargo, también existieron transitoriamente mercados a término: acuerdos comerciales de suministro entre una generadora y una distribuidora (en este caso, de las empresas resultantes de la desintegración vertical y horizontal de segba) donde se prefijaron el precio y los oferentes y demandantes de la energía comercializada hasta el año 2000. En otras palabras, se construyó un mercado contractualizado que mantuvo la integración vertical de las ex segba, aunque en manos de distintos consorcios administradores y a un precio superior al de competencia en el mercado mayorista.
En virtud de lo expuesto, se movilizarán conceptos de la economía de Kalecki para abordar la creación de cuasi rentas de privilegio (beneficios extraordinarios que surgen de las características estructurales del comercio) y la aparición de monopolios no innovadores ni transitorios (Nochteff, 1994) dentro del nuevo sector eléctrico; a su vez, para la reconfiguración del mercado eléctrico, se utilizarán de Fligstein (1996) los conceptos de reglas de intercambio (que definen quiénes, con quiénes y bajo qué condiciones las transacciones ocurren) y estructuras de gobernanza (todas aquellas reglas que definen las relaciones de competencia, cooperación y definiciones específicas de los mercados sobre cómo deben actuar las empresas).[3] De esta manera, se describirán las principales características de la estructura del comercio en el mercado eléctrico post privatización para, de esta manera, analizar las estrategias empresariales de acumulación.
Por lo tanto, el presente artículo se propone sintetizar, desde el enfoque teórico de la sociología económica, y en particular desde una perspectiva de estructuración de mercados como campos, las reformas estructurales en relación a la privatización del sector eléctrico del Gran Buenos Aires y analizar la dinámica económica entre los actores empresariales nacidos a partir de la privatización de segba en 1992.[4] Se sostendrá que la privatización de segba y la reestructuración del sector eléctrico del Gran Buenos Aires introdujeron nuevas estructuras de gobernanza y reglas de intercambio que garantizaban de antemano cuasi rentas de privilegio a las empresas vinculadas por los mercados a término.
Por tal motivo, la hipótesis es la siguiente: desde 1992 hasta el año 2000, el nuevo diseño del sector eléctrico alentó estrategias empresariales cortoplacistas orientadas a estabilizar el mercado mediante vínculos de propiedad (estrategia extensiva), y ante la reconfiguración de los consorcios administradores, las firmas transnacionales se consolidaron en las posiciones dominantes (estrategia intensiva) conformando monopolios no innovadores ni transitorios alrededor de los mercados a término.
La estructuración de las reformas
La modificación de las estructuras de gobernanza en el gba comienza con la Ley de reforma del sector eléctrico que determina la desintegración vertical y horizontal de segba en distintas unidades de negocios: tres distribuidoras (edesur, edenor y edelap), una transmisora que opera a nivel federal (transener) y cuatro generadoras (Central Puerto, Central Costanera, Central Pedro de Mendoza y Central Dock Sud). En este sentido, como se expone en el Cuadro 1, las ocho empresas resultantes fueron fraccionadas en conjuntos de acciones de distinto grado: A, B y C. Las acciones A estaban orientadas a los consorcios administradores y otorgaban la conducción de la empresa y no podían venderse durante los primeros 5 años; las B estaban orientadas al público en general (aunque fueron conservadas por el Estado) y las C estaban reservadas a los empleados de cada una de las empresas bajo el Programa de Propiedad Participada (ppp).
En sus respectivos estatutos, los directorios de cada empresa estaban compuestos de un total de 9 directores, los cuales correspondían 5 a los accionistas clase A (incluyendo presidencia y vicepresidencia), 3 a los accionistas clase B y 1 a los accionistas clase C (ppp) siempre que superen el 6% del total de acciones.
Cuadro 1: Distribución de las acciones al momento de la privatización, 1992 (en porcentaje)
|
Empresa |
Clase A |
Clase B |
Clase C |
Total |
|
edenor, edesur y edelap |
51 |
39 |
10 |
100 |
|
Central Costanera y Central Puerto |
60 |
30 |
10 |
100 |
|
Central Dock Sud |
90 |
- |
10 |
100 |
|
Central San Nicolás |
88 |
- |
12 |
100 |
|
Central Pedro de Mendoza |
90 |
10 |
- |
100 |
|
transener |
51 |
39 |
10 |
100 |
Fuente: Elaboración propia en base a datos del Ente Regulador de la Electridad (enre).
A su vez, con la sanción del Marco Regulatorio Eléctrico (Ley Nº 24.065/92) se determinan las competencias de los distintos órganos estatales encargados de la regulación y el control del sector, cambiando cualitativamente las características de la intervención estatal, reafirmando en la práctica los marcos teóricos de la economía neoclásica. En el mismo movimiento en que se crean espacios de relaciones comerciales, aparecen actores económicos que ocupan las empresas privatizadas y se ponen en marcha el enre y la Compañía Administradora del Comercio Mayorista Eléctrico (cammesa) como órganos estatales de control y regulación, evidenciando no solamente la aparición del empresariado como nuevo actor en el sector y la retirada estatal, sino también la profunda intervención estatal necesaria para modificar las estructuras existentes. El resultado de la reestructuración puede esquematizarse de la siguiente manera:
Gráfico 1: Organización del sector eléctrico según proceso productivo, desde 1992
Las líneas punteadas implican regulación o supervisión. Las flechas implican el recorrido de la energía comercializada. Las líneas implican interrelación (dependencia presupuestaria en el caso de los estatales y compra-venta en el caso de las empresas). Por último, la que relaciona Usuarios con enre es en carácter de representación.
Fuente: Elaboración propia en base a datos del Ministerio de Energía y Minería.
En particular, segba se dividió durante su intervención por el Ministerio de Economía y reestructuró su plantilla de empleados, pasando de 20.271 en 1991 a 15.806 al momento previo a la privatización en 1992 (Shaikh, 1996). La deuda contraída por la empresa estatal no fue trasladada a los compradores, sino que en su mayoría fue asumida por la administración pública ya que eran deudas con el sistema previsional o con el Tesoro Nacional, mientras que gran parte de las deudas comerciales fueron canjeadas dentro del marco del Plan Brady en los años anteriores (Shaikh, 1996). Resulta evidente la voluntad del gobierno por sanear las cuentas para atraer inversores y lograr mejores ofertas en lugar de reestructurarla para lograr dinamizar el segmento. Es decir, que la intervención se orientó exclusivamente a garantizar la venta de la empresa y no a evitarla.
De esta manera, la empresa que vendió el Estado no era la misma que operaba: hacia 1992 segba contaba con mayor productividad por empleado, menos pasivos financieros, menor cantidad de empleados (por jubilaciones y negociaciones con el sindicato Luz y Fuerza) y menores índices de pérdida de energía. Esto nos permite suponer que la empresa sufrió una puesta a punto antes de la privatización absorbiendo gran parte de las indemnizaciones, estatización de las deudas por transferencias y adelantos desde el Tesoro Nacional, aliviando la carga a enfrentar por la nueva administración.
Como balance de la reforma y privatización, se pueden ver distintos quiebres y continuidades según la dimensión que se tome en cuenta. Retomando a Azpiazu (2002), las continuidades se encuentran a nivel del poder económico: los administradores de los consorcios de las privatizadas fueron la síntesis de las empresas transnacionales energéticas, junto con los grupos económicos nacionales y los acreedores de deuda pública. Es decir, los ofertantes por los activos públicos fueron aquellos que se encontraban en una posición estructural privilegiada y no necesariamente aquellos más aptos para administrarlos. A su vez, los marcos regulatorios continuaron siendo deficientes tanto con relación a la gestión estatal como en relación a otras empresas privatizadas, esto es, descansaban en alicientes puramente económicos para orientar la dinámica del sector (utilización de precios de referencia, sanciones económicas, bajas barreras a la concentración, entre otras). De esa manera, la composición de la comunidad de negocios y el andamiaje jurídico-institucional permite vislumbrar la orientación de las estrategias de cada uno de sus integrantes respecto a las privatizadas: las transnacionales buscaron seguir incrementando su participación en el sector, los grupos económicos nacionales (gen) procuraron valorizar sus inversiones, y las financieras canjearon sus bonos depreciados por activos físicos, mientras el Estado consolidaba su retirada del rol empresario (Basualdo, 2013; Gaggero, 2011).
Si se pone el foco en la dimensión sectorial, los quiebres se produjeron tanto en la estructura del mercado por la división vertical y horizontal del monopolio, en la dinámica de comercialización de la energía eléctrica por la situación de competencia en contra de los monopolios con sus precios subsidiados, en la función de la intervención estatal desde empresario a regulador externo, en los objetivos de los cuadros tarifarios en beneficio de los sectores con mayores recursos (es decir, tarifas regresivas) y hacia adentro de los procesos productivos por la subordinación más acentuada del trabajo respecto del capital.
Por ello, hubo una tendencia al mejoramiento de prácticamente todos los índices económico-financieros y relacionados a la prestación de servicio durante la pos-reforma (Shaikh, 1996; fiel, 1998; Gerchunoff et al., 2003), que pueden interpretarse como el efecto de la racionalización de los procesos productivos y la sobreexplotación de la capacidad instalada sin implicar un desarrollo virtuoso. Al respecto de la consolidación de las nuevas empresas energéticas dentro de la cúpula empresarial, no puede derivarse del mejor desempeño económico; sino que debe indagarse la capacidad de cada empresa de desplegar sus recursos, poniendo el eje en los efectos prácticos de sus estrategias sobre la estructura del sector eléctrico. En síntesis, indagar las estrategias empresariales y sus efectos sobre un mercado que las mismas empresas en su accionar forjaron y contribuyeron a estabilizar.
Partiendo de que las reformas estructurales buscaban modernizar y mercantilizar los monopolios estatales, el punto paradójico a destacar sobre la privatización de segba es la celebración de contratos de suministro entre distintas empresas privatizadas como nodo central de la modificación de las reglas de intercambio (Fligstein, 1996): en el Pliego de Bases y Condiciones de la privatización de segba, en el Anexo xxv (Contratos de Suministro de Energía) se encuentra la obligación de las distribuidoras Norte y Sur (futuras edenor y edesur) a contratar exclusivamente y a un precio fijo (40 usd/mwh) con las centrales generadoras Puerto y Costanera, y si hiciera falta, cubrir el resto de la demanda eléctrica con la oferta del Mercado Eléctrico Mayorista (mem); y según el Anexo xi del Pliego de la Central San Nicolás, ésta debe proveer a edelap mediante el mismo mecanismo.[5] En ambos casos, la obligatoriedad de estos contratos tenía vigencia hasta el año 2000. Si la reforma del sector eléctrico buscaba generar competencia mercantil real en el segmento de generación eléctrica y competencia simulada mediante control tarifario en el segmento de distribución, la existencia de los Mercados a Término (mat) permitió generar mercados ajenos a la lógica de la competencia mercantil y a un precio superior que el mayorista, orientando la inversión de los consorcios que accedieron a estos ámbitos privilegiados de acumulación. Así, la centralidad comercial de estas reglas de intercambio trajo aparejadas dimensiones, por acción y omisión, no advertidas: las dimensiones no contractuales del contrato que profundizaron la concentración y la no-competencia del mercado vía contratos diferenciales.
Expuestas estas transformaciones en las reglas de intercambio y en las estructuras de gobernanza del sector eléctrico del gba, se describirán las principales características de las relaciones comerciales y la estructura del mercado eléctrico post privatización para, de esta manera, vislumbrar los márgenes de acción de los distintos actores sociales y, con ello, sus estrategias empresariales de acumulación y sus efectos sobre la estructura económica.
La dinámica comercial: la centralidad estructural de los mercados a término.
Para dar cuenta de las características del sector eléctrico durante el período 1992-2000, se indagará la composición de la energía eléctrica vendida por las generadoras y comprada por las distribuidoras. Por ello, la disgregación entre los dos tipos de mercados existentes (mercado spot y mercado a término), con sus reglas particulares inherentes, permite inferir tipos sustancialmente distintos de vinculaciones entre las empresas del sector.
El Gráfico 2 muestra la evolución de la composición según mercado de las ventas de electricidad por parte de las generadoras y las compras de las distribuidoras relacionadas por contratos de suministro en el mercado a término, permitiendo cristalizar el efecto de los contratos transferidos a raíz de la privatización de los servicios públicos. Mientras que para los primeros años de la concesión no existen datos desagregados, desde 1996 el mat del gba representa alrededor del 75% de la energía comercializada en la zona, mientras que a nivel federal durante los años 1994 y 1995 la proporción de energía despachada mediante el mat ascendió de 34% a 48%, evidenciando la gravitación de la energía comercializada en la órbita del gba sobre la adición nacional (tanto por la cantidad de Grandes Usuarios como por la cantidad de energía suministrada por las distribuidoras edenor y edesur).
Gráfico 2: Evolución de la energía comercializada según tipo de mercado. Empresas con contratos transferidos, 1996 – 2000 (en gWH)
Fuente: Elaboración propia en base a datos de informes anuales enre.
De esta manera, el Gráfico 2 muestra que hasta el año 2000 la mayoría de las transacciones comerciales, con distintas fluctuaciones, se realizaron vía contratos a término ajenos a la lógica de la competencia, permitiendo generar estabilidad en el mercado al no depender de lo que suceda en el mercado spot a nivel federal. Esta relación comercial deja solamente un porcentaje menor de energía eléctrica sujeta a la fluctuación de precios por competencia, estabilizando ingresos y permitiendo utilizar al mercado spot como una rueda de auxilio del mat y no a viceversa como estaba ideado en los marcos regulatorios. A la vez, como puede observarse en el Gráfico 2, Central Costanera vendió aproximadamente el 77,84% de la electricidad vía mat, Central Puerto el 68,46% y Central San Nicolás el 89,18%; de igual manera, las distribuidoras asociadas a ellas compraron edenor el 61,71%, edesur el 56,40% y edelap el 43,42% de la electricidad demandada, influyendo fuertemente en estos porcentajes la finalización de los contratos transferidos de suministro en el año 2000.
Si bien la tendencia es decreciente en todas ellas como muestra el Gráfico 2, con relación a lo anterior, puede explicarse porque los contratos caducaban a mediados del año 2000.[6] Esta situación habilitaba la necesidad de generar nuevas relaciones comerciales a nivel federal (donde los mismos accionistas de las empresas del gba habían invertido a lo largo de todo el país, caso AES y Endesa primordialmente), habilitando nuevas estrategias en pos de mercados cada vez más grandes. Así, el periodo analizado en esta investigación aparece como un período de transición entre los monopolios y los mercados competitivos autoregulados. Sin embargo, durante este período se ha logrado desarrollar una lógica mercantil particular asociada al mat y ha contribuido al establecimiento de relaciones de poder de mercado en el sector eléctrico del gba.
Propiedad en dos momentos: el período de adjudicación (1992-1996) y el período de reorganización (1997-2000)
Del análisis de la composición de los consorcios adjudicatarios del Cuadro 2 se desprende una fuerte presencia de empresas chilenas: Enersis, Chilgener, Chilquinta, Chilectra y Endesa filial Chile. En segundo lugar, se observan empresas de los países centrales, siendo las europeas Endesa de España y edf y saur ambas de Francia, mientras que las firmas estadounidenses son aes, Entergy, Houston Energy y psi. Como se dijo, los grupos económicos nacionales Pérez Companc, Techint, Bridas y Astra aparecen en todos los segmentos vinculados a las empresas transnacionales. A la vez, para completar el cuadro, es notable la presencia de firmas financieras a lo largo de los segmentos, tanto filiales de los gen como bancos acreedores de deuda pública, verificándose en el sector eléctrico del gba la aparición de la comunidad de negocios (Azpiazu, 2002).
Por ello, el período de adjudicación (1992-1996) manifiesta una fuerte presencia de filiales asociadas por vínculos de propiedad, destacándose la presencia de empresas subsidiarias de enel Italia: la italiana controla Endesa España, la cual posee su filial chilena Endesa y a la vez es accionista minoritario de Enersis (y mayoritario de la misma desde 1998). Esta última es accionista mayoritaria de Chilectra y minoritaria de Chilquinta, completando el entramado de relaciones entre las firmas chilenas (las cuales están altamente concentradas en su mercado de origen). Chilgener solía estar asociado a Chilectra en Chile pero, una vez fraccionada la sociedad, atrajo inversiones del Grupo aes, que comenzaría a gravitar en Argentina a nivel federal mediante la compra de distintas generadoras, y a partir de 1996 mediante Central San Nicolás en vinculación con edelap.
Esta situación puede considerarse una estrategia extensiva de control de la estructura del mercado. Al desprenderse de la tendencia general a la centralización del capital, la estrategia permite establecer límites a la competencia por el control en los directorios y las pujas intrafirma, pero no indica una concentración efectiva debido a que la propiedad se encuentra fraccionada en distintas firmas con distinta orientación en cuanto a inversión, pese a ser subsidiarias de una misma casa matriz. Dentro de una mirada estratégica, si el Estado Nacional todavía poseía participación dentro de las empresas privatizadas, era posible que con el tiempo aumentara su participación accionaria y volviera a ser el actor director del mercado, y con ello, desestabilizar la estructura emergente de la privatización.
Cuadro 2: Composición accionaria de empresas con contratos de suministro, 1993 (en porcentaje)
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U. de Negocio |
Accionario |
Acciones |
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Clase A |
Clase B |
Clase C |
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edenor |
Astra |
9,00% |
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|
Endesa s.a. |
3,00% |
|||
|
Soc. Amen. Urb. et Rural |
3,00% |
|||
|
Emp. Nac. Hidr. Ribag |
9,00% |
|||
|
Elect. Franc. Inter. s.a. |
9,00% |
|||
|
Morgan Corp. |
10,21% |
|||
|
Inver. Inter. Vs. |
7,79% |
|||
|
Estado |
|
39,00% |
|
|
|
ppp |
|
|
10,00% |
|
|
edesur |
Chilectra s.a. |
11,51% |
||
|
Pérez Companc s.a. |
19,61% |
|
|
|
|
Enersis Internac. |
13,31% |
|
|
|
|
Otros |
6,57% |
|
|
|
|
Estado |
|
39,00% |
|
|
|
ppp |
|
|
10,00% |
|
|
edelap |
Inversora Catalinas s.a. |
16,58% |
||
|
Houston Argentina s.a. |
16,58% |
|||
|
Citicorp Equity Invest s.a. |
12,75% |
|||
|
Los Werthein s.a. |
5,09% |
|||
|
Estado |
39,00% |
|||
|
ppp |
10,00% |
|||
|
Central Costanera |
Emp. Nac. Elect. s.a. |
42,00% |
||
|
Inv. Patag. s.a. |
6,00% |
|||
|
Inter Rio Hold |
6,00% |
|||
|
Costanera Power Comp. |
6,00% |
|||
|
Estado |
30,00% |
|||
|
ppp |
10,00% |
|||
|
Central Puerto |
Gener Arg. s.a. |
30,00% |
||
|
Chilquinta Arg. s.a. |
15,00% |
|||
|
Pacifico Intern. s.a. |
15,00% |
|||
|
Estado |
30,00% |
|||
|
ppp |
10,00% |
|||
|
Central San Nicolás |
AES San Nicolas, Inc. |
21,08% |
15,30% |
|
|
Cemas Corporation |
19,00% |
13,79% |
||
|
Ormas saicic |
10,91% |
7,92% |
||
|
ppp |
12,00% |
|||
Fuente: Elaboración propia en base a balances de las empresas, Memorias de la Privatización e informes del Ministerio de Energía.
Desde el comienzo de la gestión privada se puede ver una tendencia a la centralización y extranjerización de la propiedad de los servicios eléctricos, que durante los años siguientes se acentúa a partir de la venta de acciones en manos del Estado, y luego con el traspaso de acciones hacia adentro del consorcio por la retirada de los gen. El caso paradigmático es Enersis que en 1996 compra la totalidad de acciones del Estado en edesur, que, al cabo de dos años, termina redistribuyendo su participación en varias filiales chilenas: Enersis Agencia Islas Caimán, Chilectra Agencia Islas Caimán, Enersis Internacional y otras dos filiales chilenas (Chispa Uno y Chispa Dos).[7] Es notable la presencia de empresas localizadas en guaridas fiscales con objetivos de planificación impositiva, consolidando un tipo de inversión eminentemente cortoplacista, particularmente entre 1998 y 1999, período en que el plan de convertibilidad comienza a mostrar limitaciones estructurales como régimen de acumulación.
Así, al acaparar las grandes generadoras y establecer su posición en los directorios de las distribuidoras del gba, las empresas transnacionales buscaron establecer límites a la competencia aprovechando los mecanismos comerciales establecidos a su favor, sin necesidad de recurrir a la inversión de riesgo, al menos por los primeros cinco años, para mantener márgenes de ganancia superiores al promedio de la cúpula empresarial, como se argumentará más adelante.
En este contexto llegamos al período de reorganización (1996-2000), donde prima la estrategia intensiva que permitió la centralización de las cuasi rentas de privilegio derivadas de los precios diferenciales en los contratos a término entre generadoras y distribuidoras. La estrategia fue posibilitada por los recursos (financieros y estructurales) que poseían en sus mercados de origen: la concentración del sector energético chileno permitió la posibilidad de expandir sus mercados al resto de Latinoamérica (Serra, 2002), mientras que los capitales europeos contaban con las facilidades de ser empresas estatales de países centrales y hegemónicos (Francia e Italia, y en menor medida, España) en pleno proceso de flexibilización de las barreras a la inversión foránea en Argentina.
En este sentido, luego de la reforma, los primeros años de la gestión de los consorcios se orientaron a normalizar el mercado en el que se instalaron. Durante la reorganización se consolidó un mercado monopólico que no fue ni transitorio ni innovador, minimizando los dispositivos que pudieran subvertir el orden que se encontraba funcionando plenamente gracias a la férrea intervención estatal que garantizaba las nuevas reglas de intercambio y la nueva estructura de gobernanza.
En esta profundización del reposicionamiento del Estado en el mercado energético, y ante la expansión de la crisis Tequila, el crecimiento acelerado de la deuda externa estatal y el primer auge de salida de capitales (Basualdo, 2013), hacia 1995 la administración pública vende su paquete accionario en edesur, el cual fue comprado por Enersis de Chile; también, el 50% de sus acciones en edenor (19% del total) fueron compradas por Endesa España en 1995 y en 1997 la mitad restante (19% del total) fue comprada por Electricité de France. Así, en un período de 4 años el segmento distribución dejó de tener al Estado como accionista mayoritario (en términos absolutos) dando lugar a capitales españoles y franceses al mando de edenor y a capitales chilenos y argentinos como administradores de edesur.
edelap, en cambio, muestra una direccionalidad distinta ya que se unifican las acciones de las firmas vinculadas a Houston Energy y se concentra la composición del consorcio, al retirarse los segmentos financieros (Techint a través de Inversora Catalinas, la familia Werthein y el fondo fiduciario de Citi Bank) apareciendo en 1998 la presencia del grupo inversor norteamericano aes -vinculado a la actividad energética– ya instalado en la Central San Nicolás con contratos de suministro con la distribuidora, y que luego colonizará Chilgener desde el año 1998.
El Cuadro 3 muestra la composición accionaria hacia 1999, cristalizando la aparición de firmas erradicadas en guaridas fiscales, la retirada de los gen (particularmente Astra por venta al capital transnacional y Techint por su estrategia particular de acumulación), la centralización en cada vez menos empresas (aes, Perez Companc, Endesa –y relacionadas– y edf) y la retirada estatal en el segmento distribución.[8]
Cuadro 3: Composición accionaria de empresas con contratos de suministro, 1999 (en porcentaje)
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U. de Negocio |
Accionario |
Cantidad de Acciones |
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Clase A |
Clase B |
Clase C |
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|
edenor |
astra c.a.p.s.a. |
9,82% |
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|
endesa internacional s.a. |
4,09% |
19,46% |
||
|
soc.d’amenagement urbain et rural |
3,27% |
|||
|
e.nac.hidro. de ribargozana |
9,00% |
|||
|
edf internacional s.a. |
9,82% |
19,54% |
||
|
otros (adr) |
15,00% |
|||
|
ppp |
10,00% |
|||
|
edesur |
chilectra sa |
11,95% |
14,50% |
|
|
enersis s.a. |
13,87% |
18.86% |
||
|
c.n.perez companc s.a. |
19,64% |
|||
|
otros |
5,55% |
5,64% |
||
|
ppp |
10,00% |
|||
|
edelap |
aes Camille ltd. |
12,24% |
7,06% |
|
|
Luz del Plata s.a.. |
30,60% |
31,94% |
||
|
queensgate spv serv. ltd |
8,16% |
|||
|
ppp |
10,00% |
|||
|
Central Costanera |
endesa argentina s.a. |
42,00% |
3,23% |
|
|
klt Power Inc. (kltp) |
12,00% |
|||
|
entergy s.a. |
6,00% |
|||
|
energía hidráulica s.a. |
6,10% |
|||
|
otros inversores |
30,10% |
|||
|
ppp |
0,57% |
|||
|
Central Puerto |
gener argentina s.a. |
30,00% |
||
|
chilquinta Argentina s.a. |
15,00% |
|||
|
pacífico internacional s.a. |
15,00% |
|||
|
Inversores varios |
40,00% |
|||
|
Central San Nicolas |
aes san nicolas, inc. |
32,00% |
23,22% |
|
|
cemas corporation |
9,50% |
6,89% |
||
|
cms generation san nicolas co. |
9,50% |
6,89% |
||
|
ppp |
12,00% |
|||
Fuente: Elaboración propia en base a balances de las empresas, Memorias de la Privatización e informes del Ministerio de Energía.
Respecto de las empresas generadoras, la propiedad se mantuvo relativamente estable durante el período analizado, dado que las acciones B del Estado fueron comercializadas mediante American Depositary Receipts (adr) en el mercado internacional durante los años 1997 y 1998, pero manteniendo a los consorcios ganadores de la licitación de 1992 como accionistas mayoritarios durante todo el período analizado. A nivel federal, el sector eléctrico sobresale por ser, de todos los sectores reformados y privatizados, el menos rentable, o incluso el que menores niveles de concentración tuvo (Azpiazu, 2002; Murillo y Finchelstein, 2004; Gerchunoff et al., 2003); sin embargo, el núcleo más concentrado en términos de estructura y en términos de relaciones comerciales, como se mostró, se encuentra en el gba y tendió sistemáticamente a la centralización y a la no-competencia mercantil.
Paradójicamente en el gba, luego del periodo de gracia de cinco años en los estaba prohibido comercializar acciones clase A, desde 1996 las generadoras y distribuidoras relacionadas por contratos transferidos en el mercado a término comienzan a tener accionistas comunes. Indirectamente, se concurre a una reintegración vertical del ex monopolio estatal, sólo que ahora repartidas en unidades de negocio de menor envergadura y en manos del capital transnacional.
Por lo tanto, los monopolios no innovadores ni transitorios resultan evidentes con la participación accionaria del grupo aes tanto en edelap como en Central San Nicolás para proveer a la zona del Gran La Plata; Endesa siendo accionista en edenor y Central Costanera; y por último el grupo Enersis aparece como principal accionista en edesur y, vía Chilquinta como subsidiaria, en vinculación con Central Puerto.
Así, las reglas de intercambio que se implementaron en la reforma orientaron la estrategia de los distintos grupos económicos en pugna por el control del sector eléctrico, verificándose el crecimiento del peso relativo de las empresas transnacionales en la propiedad de los distintos consorcios administradores. Además, valiéndose de contextos operativos de privilegio para garantizarse a sí mismos acumulación y reproducción ampliada a escala nacional, una vez caducados los contratos de suministro hacia el año 2000.
Los efectos sobre el desempeño económico y la estructura productiva. Rentabilidades e inversiones
De la dinámica comercial, y en relación con los vínculos de propiedad entre los actores del sector eléctrico del gba, se desprenden tasas de retorno iguales o superiores al promedio de la cúpula empresarial, es decir, rentabilidades del 4% respecto del total de ventas (Azpiazu, 2002; ver también Cuadro 4). No obstante, se pondrá el foco en la evolución de dichos retornos en relación con el devenir de la estructura del sector.
Así, la evolución de las rentabilidades permite diferenciar dos momentos marcadamente distintos: mientras los primeros dos años de la concesión son claramente negativos, los años subsiguientes presentan un salto en las ganancias muy pronunciado, derivado de la estabilización del mercado y del aumento de la productividad de las empresas. Retomando que desde 1995 comienza a retirarse el Estado de los directorios, aumenta la cantidad y consumo de los grandes usuarios y se controlan las pérdidas no técnicas (es decir, aquella energía no facturada) derivadas de las conexiones clandestinas, los consorcios administradores de los servicios públicos contaron con una mayor autonomía a la hora de interpretar el modo de orientarse en el sector eléctrico.
En primer lugar, el año 1999 es el menos rentable para edesur a causa del incendio de la subestación Azopardo, que originó sanciones por parte del enre y exigió el pago de resarcimientos a los usuarios. En segundo lugar, el año 2000 muestra el impacto de los contratos de suministro, donde las distribuidoras mantienen el nivel de rentabilidad y las generadoras Central Puerto y Central Costanera lo reducen significativamente, excepto Central San Nicolás que mantuvo los contratos hasta noviembre de dicho año, sin reflejarse significativamente los efectos de su caducidad. Esto implica que en el año 2000 el núcleo más dinámico de la actividad eléctrica se desplaza de la generación a la distribución, aunque sólo un corto período de duración a causa de la profunda crisis del año 2001, y que desde 2002 se produce una nueva reorganización del sector.
Cuadro 4: Evolución de la rentabilidad de empresas de electricidad del gba vinculadas mediante mat, 1993 – 2000 (en porcentaje))
|
Empresa |
1993 |
1994 |
1995 |
1996 |
1997 |
1998 |
1999 |
2000 |
Promedio 1993-2000 |
|
Rentabilidad sobre Patrimonio Neto |
|||||||||
|
edenor |
-9,39 |
0,17 |
5,63 |
7,89 |
11,20 |
9,34 |
10,26 |
10,25 |
5,67 |
|
edesur |
-6,60 |
-1,70 |
7,13 |
7,59 |
6,22 |
8,59 |
2,12 |
9,47 |
4,10 |
|
edelap |
-1,94 |
20,70 |
1,85 |
1,68 |
0,81 |
3,31 |
4,22 |
2,53 |
4,15 |
|
C. Puerto |
13,22 |
13,54 |
19,47 |
9,43 |
15,03 |
15,94 |
6,47 |
0,90 |
11,75 |
|
C. Costanera |
6,64 |
10,24 |
11,19 |
12,83 |
16,41 |
19,06 |
16,55 |
8,07 |
12,62 |
|
C. San Nicolás |
-1,39 |
6,70 |
4,72 |
7,49 |
16,36 |
19,26 |
20,70 |
19,98 |
11,73 |
|
Rentabilidad sobre Ventas |
|||||||||
|
edenor |
-9,97 |
0,18 |
6,10 |
8,55 |
11,83 |
9,40 |
9,99 |
9,97 |
5,76 |
|
edesur |
-8,45 |
-2,03 |
8,98 |
9,59 |
7,70 |
10,79 |
2,53 |
10,38 |
4,94 |
|
edelap |
-0,76 |
8,56 |
4,92 |
4,02 |
1,69 |
7,03 |
10,20 |
6,47 |
5,27 |
|
C. Puerto |
13,23 |
13,52 |
14,04 |
8,86 |
16,84 |
18,12 |
16,09 |
2,35 |
12,88 |
|
C. Costanera |
8,35 |
13,49 |
13,29 |
14,23 |
15,84 |
18,16 |
14,35 |
6,95 |
13,08 |
|
C. San Nicolás |
-3,04 |
4,00 |
3,12 |
5,20 |
12,60 |
15,47 |
16,91 |
16,18 |
8,81 |
Fuente: Elaboración propia en base a balances de las empresas y Memorias de la Privatización.
Así, una vez conformado un mercado concentrado no competitivo a través de los contratos a término, las generadoras fueron las empresas que mostraron un desempeño dinámico y sumamente estable, a niveles que duplican con creces la rentabilidad promedio del sector eléctrico y del conjunto de la cúpula empresarial (Azpizau 2002). Contrastado con el caso chileno, el desempeño es magro: las generadoras tuvieron un promedio de 8,4% de rentabilidad sobre patrimonio neto y las distribuidoras alcanzaron el 20,85% durante el mismo período (Serra, 2002).
Sin embargo, ese excelso desempeño no puede derivarse del aumento exponencial de las ventas o del crecimiento de la generación derivada del aumento de la demanda, sino puntualmente del modo de inserción en la cadena productiva y de los contratos de suministro a edenor y edesur, en los casos de Central Costanera y Central Puerto, a precios superiores al del mercado eléctrico mayorista en situación de competencia, amparados en la tarifa final. De nuevo, en el Cuadro 5 también se verifica el descenso de la venta de las generadoras por la caducidad de los contratos a término, a la vez que se mantienen estables los de las distribuidoras.
En otras palabras, esta dinámica provoca que haya una transferencia de ingresos desde los usuarios cautivos de las distribuidoras a las generadoras durante la primera etapa de la concesión privada: la tarifa de distribución al cubrir los sobreprecios de los contratos de suministro transferidos dejó ganancias operativas a las distribuidoras que fueron sistemáticamente rentables todos los años y otorgó la posibilidad de internalizar cuasi rentas de privilegio a las generadoras del gba.
Cuadro 5: Evolución de las ventas de empresas de electricidad del gba vinculadas
mediante mat, 1993 – 2000 (en millones de pesos corrientes)
|
Empresa |
1993 |
1994 |
1995 |
1996 |
1997 |
1998 |
1999 |
2000 |
Variación 1993-2000 |
|
edenor |
660,10 |
736,20 |
761,80 |
827,45 |
847,70 |
869,80 |
902,20 |
906,10 |
37,27% |
|
edesur |
693,60 |
772,30 |
828,40 |
862,76 |
869,00 |
864,10 |
906,30 |
899,40 |
29,67% |
|
edelap |
75,39 |
94,52 |
109,87 |
123,29 |
129,32 |
131,66 |
115,34 |
108,68 |
44,16% |
|
C. Puerto |
248,60 |
278,10 |
300,50 |
339,00 |
309,40 |
315,20 |
312,00 |
280,70 |
12,91% |
|
C. Costanera |
271,90 |
272,00 |
307,80 |
337,57 |
376,77 |
375,00 |
405,00 |
382,90 |
40,82% |
|
C. San Nicolás |
80,99 |
132,40 |
131,60 |
134,50 |
134,94 |
131,61 |
128,36 |
129,99 |
60,49% |
Fuente: Elaboración propia en base a balances de las empresas y Memorias de la Privatización.
La variación en los indicadores económicos-financieros utilizados no tiene un correlato directo en la evolución de la estructura productiva y de prestación de servicio. En el Cuadro 6 se exponen indicadores de cobertura del servicio específicos de cada segmento: la generación en relación con la potencia instalada y la distribución según cantidad de usuarios. El sentido de esta decisión se deriva de los objetivos contractuales de cada uno de los segmentos, los cuales son ampliar la disponibilidad de energía y la cobertura de usuarios, respectivamente.
Cuadro 6: Evolución de indicadores relacionados a las empresas de electricidad del gba vinculadas mediante mat, 1993 – 2000
|
Empresa |
1993 |
1994 |
1995 |
1996 |
1997 |
1998 |
1999 |
2000 |
|
Usuarios |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
edenor |
1.962.192 |
2.047.541 |
2.129.800 |
2.122.448 |
2.204.644 |
2.236.043 |
2.237.246 |
2.261.500 |
|
edesur |
1.890.000 |
2.042.000 |
2.049.876 |
2.042.424 |
2.078.492 |
2.093.521 |
2.105.623 |
2.109.229 |
|
edelap |
246.616 |
261.703 |
265.489 |
269.890 |
277.681 |
282.938 |
284.148 |
325.994 |
|
Potencia instalada (en mW) |
||||||||
|
C. Puerto |
1.009 |
1.009 |
1.009 |
984 |
1.009 |
979 |
979 |
1.768 |
|
C. Costanera |
1.260 |
1.260 |
1.260 |
1.131 |
1.131 |
1.655 |
1.982 |
1.982 |
|
C. San Nicolás |
650 |
650 |
650 |
650 |
650 |
650 |
650 |
650 |
Fuente: Elaboración propia en base a balances de las empresas, informes del Ministerio de Energía y Minería, informes del enre y Memorias de la Privatización.
Como primera instancia, el salto cuantitativo más importante se da hacia 1994 en las distribuidoras, a partir de la inversión en el control de los usuarios irregulares, aquellos que no abonaban el suministro (“los colgados”), calculados en alrededor de 550.000 usuarios a lo largo de todo el período. Retomando los datos arrojados por el Cuadro 4, se correlaciona con el aumento sustancial de los ingresos por ventas, aumentando $76,5 millones la recaudación de edenor y $78,7 edesur, a la vez que $19,13 millones en edelap. Particularmente el consumo del segmento residencial aumenta exacerbadamente los primeros dos años, aumentando en el período 1993-1995 un 22%. Además de eso, la cantidad de usuarios se mantiene relativamente estable, creciendo paulatinamente año a año luego de la primera regularización intensa (que requirió la intervención de las fuerzas de seguridad en el municipio de La Matanza), lo que permite suponer que el resto de la inversión realizada no se orientó a la expansión de la cobertura sino al mantenimiento de la misma.
Finalmente, la generación presenta cambios positivos en cuanto a la potencia instalada y en relación a la creciente racionalización de la producción en cuanto a la energía generada y a los niveles de indisponibilidad del parque térmico. Así, el segmento de la generación no solamente fue el más rentable, sino que fue el que menos invirtió nominalmente en el desarrollo de la estructura productiva (Cuadro 7). Central Puerto adquiere en 1997 la central Loma de la Lata, aumentando ese año su potencia instalada, pero luego autonomiza la firma como independiente de la empresa central; sin embargo, adquiere hacia el año 2000 una turbina extra de tipo ciclo combinado[9], aumentando su potencia instalada real. Por otra parte, Central Costanera fue la que desarrolló una inversión más paulatina durante el período, donde sustituye una turbina al inicio de la gestión y luego adquiere otra de tipo ciclo combinado hacia 1998 y que termina de construirse en 1999. Central San Nicolás no presenta cambios en su parque de generación y no se cuenta con los datos de sus inversiones.
Así, se interrelacionan dos situaciones: a) una mayor explotación de los recursos en los procesos productivos (al igual que en el caso chileno); y b) la orientación de inversiones a mediano plazo en relación a la seguridad que otorgaban sus vínculos preferenciales de provisión de electricidad y los incentivos de la necesidad de competir luego del año 2000. De todas maneras, a nivel federal Endesa, aes y edf comienzan a acumular participación accionaria en los tres segmentos a lo largo de todo el territorio nacional (enre, 2000).
Cuadro 7: Evolución de la inversión de las empresas de electricidad del gba vinculadas mediante mat, 1993 – 2000 (en millones de pesos corrientes)
|
Empresa |
1993 |
1994 |
1995 |
1996 |
1997 |
1998 |
1999 |
2000 |
Promedio 1993 - 2000 |
|
edenor |
83,40 |
136,60 |
138,20 |
126,00 |
145,00 |
128,00 |
120,00 |
142,00 |
127,40 |
|
edesur |
105,10 |
212,20 |
125,80 |
94,00 |
115,50 |
136,60 |
110,10 |
105,00 |
125,54 |
|
edelap |
5,40 |
12,40 |
9,20 |
18,70 |
23,00 |
s/d |
s/d |
15,50 |
14,03 |
|
C. Puerto |
116,90 |
111,20 |
23,40 |
18,60 |
74,40 |
167,60 |
57,30 |
s/d |
81,34 |
|
C. Costanera |
s/d |
69,70 |
18,30 |
9,60 |
232,00 |
24,45 |
27,11 |
29,77 |
58,71 |
|
C. San Nicolás |
s/d |
s/d |
s/d |
s/d |
s/d |
s/d |
s/d |
s/d |
s/d |
Fuente: Elaboración propia en base a balances de las empresas y Memorias de la Privatización.
Reflexiones finales
En este trabajo se analizó la evolución del comercio de electricidad en el ámbito del gba, donde se evidencia la centralidad estructural del mercado a término y su función de estabilización de un nuevo mercado, eliminando del plano de la competencia comercial la disputa por la dirección de la acumulación. Este tipo de mercado a término acumuló, vía contratos particulares, la comercialización del 70,84% de la energía eléctrica del gba durante el período 1995-2000, en la jurisdicción que conglomera la mayoría de las demandas residenciales, comerciales e industriales a nivel federal, a la vez que alberga al 74,62% de los Grandes Usuarios que operan en el mem y utilizan la infraestructura de las distribuidoras edenor, edesur y edelap.
Al seguir con el análisis de la participación accionaria de las empresas de servicios eléctricos en el Gran Buenos Aires, se encontraron marcadas diferencias según el perfil y procedencia de cada uno de los accionistas. Si las privatizaciones significaron un negocio fugaz dentro de la estrategia de los gen en los consorcios propietarios con orientación de corto plazo (Gaggero, 2011; Basualdo, 2013; Azpiazu y Schorr, 2001), las empresas transnacionales presentaron una apuesta más fuerte en intentar ganar mercados, tanto por la capacidad de resistencia ante los vaivenes de la economía argentina, como por ser su negocio específico (a diferencia de los gen en proceso de especialización o retirada).
De igual manera, en una primera instancia emerge una estrategia extensiva, a través de la cual las empresas que compraron activos se orientaron a distribuir inversiones en los distintos espacios del nuevo mercado eléctrico para reducir la incertidumbre de la relación de los tres segmentos de la industria de la electricidad que operan de forma interdependiente. Tanto los gen como las transnacionales energéticas participaron de las tres privatizaciones a nivel federal (segba, Agua y Energía Eléctrica e Hidroeléctrica Norpatagónica) y en los tres segmentos a nivel del gba.
Con la retirada estatal hacia 1996 y la venta de empresas de los gen a lo largo del período se reconfigura el mercado y emerge un nuevo tipo de estrategia, la estrategia intensiva. Esta estrategia fue particular de las empresas transnacionales, con arreglo a terminar de consolidar su posición hegemónica en los consorcios administradores de los servicios eléctricos. Esto profundiza la extranjerización del sector a la vez que reduce la competencia efectiva para la disminución de las tarifas o los costos fijos de producción, dado que Endesa y aes durante el último período poseían activos tanto en generadora como distribuidora relacionada por contratos a término derivados de la privatización.
Así, el diseño de los marcos regulatorios y la reforma del sector eléctrico alentaron estrategias empresariales cortoplacistas, orientadas a estabilizar el mercado mediante vínculos de propiedad (estrategia extensiva) que luego permitió la consolidación de pocos grupos empresarios como controlantes de los consorcios administradores (estrategia intensiva).
Cuadro 8: Origen del capital de las empresas del sector eléctrico del GBA, 1993 y 2000
|
Empresa |
Origen del Capital |
|
|
1993 |
2000 |
|
|
edenor |
Nacional - francés |
Español - francés |
|
edesur |
Nacional - chileno |
Nacional** - chileno |
|
edelap |
Nacional - eeuu |
eeuu |
|
C. Puerto |
Chileno* |
Chileno* |
|
C. Costanera |
Chileno* |
Chileno* |
|
C. San Nicolás |
Nacional - eeuu |
eeuu |
Fuente: Elaboración propia en base a informes anuales del enre.
* Capital chileno vinculado a enel Italia y Endesa España.
** Grupo Pérez Companc.
Así, el control de las generadoras y distribuidoras del gba permitió, por razones ajenas a las decisiones microeconómicas de las empresas, una situación excepcional para la internalización de cuasi rentas de privilegio derivadas de los contratos de suministro a precios superiores que en el mercado spot y cubiertos por la tarifa final abonada por los usuarios cautivos.
Esta situación confirma la hipótesis según la cual las empresas vinculadas por contratos de suministro compulsivos derivados de la privatización internalizaron cuasi rentas de privilegio, obteniendo un desempeño superior al promedio sectorial. Estas cuasi rentas de privilegio impactaron en mayor medida sobre las generadoras que las distribuidoras por dos motivos: a) dado que para satisfacer la demanda de los usuarios, las generadoras incrementaron su producción y en mucha menor medida su potencia instalada, reduciendo la necesidad de inversión de riesgo en ampliar el parque térmico; b) como las distribuidoras comenzaron operando con un 20% de pérdidas no técnicas derivadas de la no facturación de la energía distribuida, el principal objetivo se orientó a regularizar dicha situación, exigiendo niveles de inversión más altos en los primeros años, y luego niveles menores orientados al mantenimiento de la cobertura de las líneas de baja y media tensión a nivel jurisdiccional para satisfacer a los potenciales nuevos usuarios comerciales e industriales (que presentan mayor crecimiento de su demanda durante el período), reduciendo el margen de utilidades pero aumentando la energía comercializada paulatinamente.
De esa manera, y coincidiendo con Forcinito y Nahón (2005), las inversiones de las empresas del sector eléctrico del gba optaron por la opción blanda (en un contexto concentración y centralización del comercio) en detrimento de los objetivos de los marcos regulatorios que descansan en la competencia mercantil como únicos alicientes que orienten y estimulen la inversión y desarrollo del sector.[10] Al consolidarse un mercado expuesto de manera superficial a la competencia, las supuestas virtudes de la dinámica mercantil se revelan como sumamente débiles o incluso aparecen por causas distintas a la competencia mercantil: simplemente por la implementación de un control más férreo y racionalizado del proceso productivo, disminuyendo la capacidad ociosa y aumentando la productividad de la potencia instalada.
Así, la relación entre estructura del mercado, estrategias empresariales y tipo de intervención estatal permitió la consolidación de pocas firmas transnacionales en posiciones estratégicas, beneficiándolas en el largo plazo por los mecanismos de reintegración vertical.
Esta dinámica entre los actores del mercado eléctrico del gba no pudo ser posible sin las características del diseño de privatización, de la regulación y del control estatal, cuya intervención se orientó principalmente a la aplicación de sanciones y multas de carácter restitutivo y cumplió de manera poco satisfactoria su regulación sobre la concentración del mercado, permitiendo la posibilidad de que distintas firmas transnacionales puedan integrarse verticalmente por medio de las reglas de intercambio vigentes.
Fuentes
enre. Informes Anuales 1993-2000.
https://www.argentina.gob.ar/enre/publicaciones/informes-anuales
Ministerio de Economía. Memorias de la Privatización.
http://mepriv.mecon.gov.ar/segba/index.htm
Secretaría de Energía. Informes Anuales 1992-2000.
Bibliografía
Abeles, Martin, 1999. “El proceso de privatizaciones en la Argentina de los noventa: ¿reforma estructural o consolidación hegemónica?” Revista época, año 1, no. 1, 1999, pp. 1-14.
Arceo, Enrique y Eduardo Basualdo. “Las tendencias a la centralización del capital y la concentración del ingreso en la economía argentina durante la década del noventa.” Cuadernos del Sur, 29, 1999, pp. 39-68.
Azpiazu, Daniel. Las privatizaciones en la Argentina. Diagnósticos y propuestas para una mayor competitividad y equidad social. Argentina: Fundación osde – ciepp, 2002.
Azpiazu, Daniel, y Hugo Nochteff. El desarrollo ausente. Restricciones al desarrollo, neoconservadurismo y elite económica en la Argentina. Buenos Aires: flacso, 1994.
Azpiazu, Daniel, y Martín Schorr. Privatizaciones, rentas de privilegio subordinación estatal y acumulación del capital en la Argentina contemporánea, Instituto de estudios y formación de la Central de Trabajadores de la Argentina. Buenos Aires: Mimeo, 2001.
Basualdo, Eduardo. Estudios de Historia Económica Argentina: Desde Mediados Del Siglo XX a la Actualidad, 2da edición. Buenos Aires: Siglo xxi Editores, 2013.
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