El sector energético fue uno de los más debilitados y peor gestionados por la política pública durante la década anterior a diciembre de 2015. Las nuevas autoridades encontraron infraestructura deteriorada, déficits en generación, irregularidades en el comercio exterior, subsidios abultados y arbitrarios y una crisis notoria en la provisión de energía.


Las tarifas de electricidad, por ejemplo, se habían mantenido congeladas durante más de una década, aún con inflación alta por mucho tiempo. Entre 2001 y 2012 las tarifas residenciales de electricidad cayeron un 80% en términos reales. Estos precios artificialmente bajos llevaron a un aumento del consumo y una caída de la producción de energía. Entre 2003 y 2015 el consumo de gas natural creció 41%, el de energía eléctrica creció 58% y el de naftas, 153%. Sin precios razonables, la oferta no acompañó. Entre 2003 y 2014 se perdió un stock de reservas equivalente a casi dos años de producción de petróleo y a más de nueve años de producción de gas. Esto produjo un deterioro del servicio: los cortes en la provisión de gas, sobre todo a la industria, pasaron de 3% en julio de 2003 a 17% en julio de 2015; y los cortes de electricidad en la región metropolitana de Buenos Aires pasaron de 8,3 horas por hogar en 2003 a 32,5 horas por hogar promedio en 2015. Esta situación perjudicó a los usuarios domiciliarios, al comercio y a la industria.

“Entre 2001 y 2012 las tarifas residenciales de electricidad cayeron un 80% en términos reales”

Así, Argentina perdió su autosuficiencia energética. La caída de la producción y el aumento del consumo redujeron los excedentes exportables y aumentaron las importaciones. La balanza comercial energética pasó de un superávit de 4.900 millones de dólares a un déficit estimado de 5.000 millones de dólares entre 2003 y 2015. A medida que fue dejando de ser generadora de divisas y se transformó en consumidora de divisas, la política energética se sumó a la lista de causas que terminó en la implantación del cepo cambiario en 2011.


La brecha entre el costo de producción y los precios artificialmente bajos de la energía fue cubierta por subsidios del Estado Nacional, que con los años se transformarían en una de las causas principales del déficit fiscal: el gasto en subsidios e inversiones en energía de la administración nacional pasó de 1,2% del PBI en 2008 a 4,1% del PBI en 2015. Entre 2007 y 2015 el total acumulado de subsidios volcados desde el Estado al sistema energético fue de 600.000 millones de pesos, según datos oficiales. Se pasó de 1.185 millones de pesos en 2005 a 139.400 millones de pesos en 2015. Esto representó un incremento nominal del 12.000% en diez años. Según la consultora KPMG, entre 2005 y 2015 el Estado destinó 85.000 millones de dólares al conjunto del sector energético, una suma equivalente a tres veces el tamaño de las reservas del Banco Central en diciembre de 2015.


Los subsidios, además, fueron distribuidos sin equidad ni federalismo: una parte muy importante de ellos beneficiaron a usuarios de clase media de la región metropolitana de Buenos Aires. Según la Fundación para el Desarrollo Eléctrico, la tarifa eléctrica abonada por los usuarios de Edesur y Edenor era siete veces inferior a la que pagaban, en promedio, los clientes de las empresas de energía del interior del país. Los subsidios tampoco permitieron la creación de un círculo virtuoso en materia ambiental: entre 2003 y 2015, las emisiones de gases de efecto invernadero crecieron 144%.


En materia hidrocarburífera, se heredaron compromisos sin cancelar por más de 30.000 millones de pesos. Muchos actos administrativos arrastraban una demora de años. En otros casos, ni siquiera existía información sobre el nivel de cumplimiento efectivo de compromisos. Por ejemplo, el plan Más Cerca, conjunto de convenios con municipios, y la estructura de los fideicomisos del sector. La producción local de hidrocarburos tuvo un marcado retroceso en la última década. La de petróleo cayó un 12%. Pasó de 800.000 barriles diarios en 2005 a 700.000 en 2015. Por su parte, la de gas natural se desplomó un 26% en el mismo periodo, pasando de los 51.000 a 38.000 millones de metros cúbicos entre 2005 y 2015.


En materia hidroeléctrica, el desarrollo fue prácticamente nulo. Los sistemas de adjudicación eran poco transparentes y de mucha discrecionalidad. Pese a haberse celebrado por altos precios, casi todos los contratos fracasaron. Un contrato para hacer una represa sobre el Río Santa Cruz no se encuadraba dentro del marco jurídico y legal vigente ni contaba con un estudio de impacto ambiental.

“El promedio de cortes de luz se duplicó”.

El sistema de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica tenía muchos problemas de gestión e inversión. El financiamiento de los gastos de funcionamiento de las empresas y la inversión en el sector dependían de las transferencias del Tesoro Nacional, por más de 160.000 millones de pesos al año. Pese a estas cifras, los servicios prestados eran ineficientes y de muy baja calidad. El sistema de generación dependía de las importaciones en hora pico, a causa de la alta indisponibilidad del parque generador. En los últimos doce años, el promedio de cortes de luz aumentó de cuatro a siete interrupciones anuales por usuario y de 8 horas a 33 horas sin luz como promedio anual (un aumento del 450%). Era generalizado el atraso en los compromisos financieros, tanto del Gobierno Nacional para con las provincias como de las provincias para con CAMMESA, la empresa que centraliza el sistema, por montos que superaban los 20.000 millones de pesos.


Durante los últimos quince días del gobierno anterior, después de conocido el resultado de las elecciones, se modificaron varios contratos que mostraban incumplimientos significativos por parte de los generadores, en lugar de iniciar los procesos de rescisión regulares.


Los entes reguladores tuvieron un desempeño mediocre: permanecieron incumplidas las leyes que fijan los marcos regulatorios para la electricidad y el gas. Abandonando su rol original, tanto el ENRE, que regula la electricidad, como el ENARGAS, que supervisa el gas, pasaron a ocuparse de temas de gestión, incumpliendo el mandato de las leyes respectivas que los obligaban a abocarse a tareas de control. En el caso del ENARGAS, al asumir la nueva gestión se verificó la existencia de trámites frenados o “cajoneados” por orden verbal. Dado lo establecido por la Ley 24.076 las autoridades debieron activar numerosos incidentes administrativos con el fin de encauzar el normal desarrollo de los expedientes.


Similares falencias se observaban en las áreas legales correspondientes a Energía: la dispersión en la organización administrativa era notoria, con numerosos asesores realizando tareas desconectadas y demoras de hasta seis meses en la emisión de los dictámenes jurídicos obligatorios para los expedientes. Numerosos contratos fueron renovados poco antes del 10 de diciembre de 2015, a pesar de que hacía largo tiempo permanecían vencidos o incumplidos.


En detrimento de los intereses del Estado Nacional, hubo numerosos proyectos de obra que fueron estructurados por fuera del régimen legal aplicable. Un claro ejemplo de esto es el de las represas hidroeléctricas sobre el Río Santa Cruz. La Central Térmica Río Turbio careció de proyecto ejecutivo inicial, lo que derivó en cambios de diseño sin licitación y una ampliación ilimitada de la obra. Estas irregularidades fueron denunciadas ante la Oficina Anticorrupción y la Justicia Federal.


ENARSA, una empresa pública fundada en 2004 y dedicada a la generación y comercialización de energía, mostraba en diciembre de 2015 una llamativa serie de irregularidades. Desde el punto de vista organizativo, existía una conducción bifronte, en la que algunos sectores que rendían cuentas al Ministerio de Economía y otros lo hacían al Ministerio de Planificación, muchas veces con instrucciones contradictorias. Además de esta descoordinación a nivel directivo, no existía ningún proceso ni mecanismo de control de gestión en la empresa. Aunque manejaba miles de millones de dólares, no tenía Gerencias de Proyectos específicas y la mayoría de las decisiones y adjudicaciones de trabajos provenían de órdenes verbales del Ministerio de Planificación. Tampoco existían escalas salariales definidas. Los niveles de remuneración eran fijados de forma arbitraria por el gerente general o el presidente, lo que desmotivó al personal de carrera. De los 640 empleados que trabajaban para la empresa en diciembre del año pasado, 98 habían sido contratados durante 2015.


ENARSA tenía un contrato de importación de gas con la petrolera estatal boliviana (YPFB). El día que la nueva administración tomó control de la compañía, se recibió una carta de YPFB indicando que se iniciaría la ejecución de la Stand By Letter of Credit por los 374 millones de dólares garantizados el contrato. Esta obligación se venía inclumpliendo desde julio de 2015. La deuda con la petrolera boliviana era de 377 millones de dólares.

“ENARSA le debía a YPFB 377 millones de dolares”.

ENARSA tenía un convenio para comprarle gas licuado a YPF, firmado en 2012, con costos exorbitantes. En Bahía Blanca, el costo era de un millón de pesos por B/T, una unidad de medida. En Escobar, 600.000 pesos por B/T. Considerando que las compras en esas localidades eran de 36 y 52 B/T por año, el pago anual a YPF ascendía a 67 millones de pesos. A estos costos, bastante por encima de los valores de mercado, se sumaban los costos de regasificación y el uso del muelle de MEGA, que agregaban 9,5 millones de dólares al mes en Bahía Blanca y más de 5 millones de dólares en Escobar. Además, en este último puerto ENARSA pagaba 187.000 dólares por mes por costos de operación.


En 2010 se construyó una planta PIPA (inyección de propano aire) para producir un millón y medio de metros cúbicos de gas sintético por día, pero debido a repetidos accidentes en los compresores de aire (dos de los cuales terminaron completamente destruidos), la planta está fuera de servicio desde 2014. Aún así mantuvo en su dotación 16 empleados, un gerente de planta y personal de seguridad. Una auditoría técnica contratada en 2015 determinó que los compresores de aire utilizados no eran los adecuados para ese tipo de prestaciones.


Con una inversión de 17 millones de dólares, ENARSA Patagonia construyó en 2014 una planta de fraccionamiento de gas licuado de petróleo. Esta planta fue construida sobre terrenos que no pertenecían a la sociedad y que en mayo de 2016 aún no habían podido ser transferidos. Según la Universidad Nacional del Comahue, la planta adolecía de problemas en su construcción que impedían su puesta en marcha. Pese a todos estos problemas, la planta tenía personal dedicado y hasta un gerente general en Buenos Aires.


La construcción del Gasoducto del Noreste se planificó sin ningún estudio de factibilidad que evaluara los beneficios del proyecto. Además, los costos aprobados para su construcción estaban fuera de los valores de mercado.


Los costos del proyecto se multiplicaron, por diversas razones. Un acuerdo entre la UOCRA y los contratistas, sin la participación de ENARSA pero homologado por el Ministerio de Trabajo, aumentó el costo en 419 millones de pesos. Comunidades nativas de la provincia de Salta reclamaron 32 millones de pesos para la resolución de conflictos sociales. Además, el contratista que operaba esa zona presentó el 9 de diciembre de 2015, un día antes del cambio de gobierno, un reclamo por días improductivos por 538 millones de pesos.


Las centrales eléctricas Ensenada de Barragán y Brigadier López costaron casi 2.000 millones de dólares. Si se pondera ese costo por los megavatios generados, el costo medio de las dos centrales es de 1,57 millones de dólares por MW. Ese costo está entre un 50% y un 70% por encima del costo de otras centrales similares. Si además se le agregan los costos reclamados por las empresas contratistas para cubrir redeterminaciones y reclamos, además de los costos de los inspectores independientes (Bureau Veritas) y costos financieros, el costo total por las dos centrales trepa hasta tres mil millones de dólares.


En Aguada del Chañar (Neuquén), ENARSA se asoció con Gas y Petróleo de Neuquén para explorar pozos de petróleo y, gracias a resultados inicialmente prometedores, aprobar en 2012 un plan de desarrollo de 143 millones de dólares y un plan de producción a cuatro años de más de 1 millón de metros cúbicos de petróleo por día. En 2013 se decidió construir una planta de tratamiento de gas y la construcción de un gasoducto de 43 kilómetros. En 2015, a la luz de los nuevos relevamientos de la zona, se concluyó que la operación era inviable comercialmente viable y que ENARSA difícilmente recupere la inversión aportada.

“ENARSA gastaba más de 19 millones de dólares por mes en generadores de emergencia en barrios como Recoleta o Barrio Norte”.

Desde 2010, con el objetivo de paliar emergencias y evitar cortes, ENARSA alquiló 581 generadores móviles alimentados con gasoil y los ubicó en distintos barrios de Buenos Aires y otras ciudades. Cada generador le costaba 32.300 dólares por mes sólo por disponer de ellos, independientemente de si estaban conectados o no. Esto quería decir que ENARSA gastaba más de 19 millones de dólares por mes en generadores de emergencia ubicados en barrios como Recoleta o Barrio Norte, donde su presencia era habitual. Además, el circuito para repartir el gasoil a los generadores se armó sin un esquema de licitación previo y en condiciones poco transparentes. Según un informe de la SIGEN, existía un alto nivel de ociosidad en los equipos contratados. Entre 2011 y 2015 la energía producida por estos generadores fue de alrededor 15% de su potencial. Esta información, sin embargo, era ignorada a la hora de ajustar las estimaciones de las necesidades de cada año siguiente. La contratación de estos equipos se hizo, según la SIGEN, con altos niveles de irregularidad. Por ejemplo, la empresa Elektrogen prestó servicio sin mediar contrato alguno. Además, existían diferencias entre las horas de operación pagadas y las informadas. En el caso de la empresa Agrekko, la diferencia era del 11%. En el caso de Secco, del 8%. Esto generaba gastos por prestaciones no realizadas. Todas estas situaciones, que partían de la necesidad de cubrir una emergencia innecesaria, hicieron que sólo en 2015 el Estado gastara 2.000 millones de pesos en generadores móviles.


NUCLEOELÉCTRICA ARGENTINA

Nucleoeléctrica Argentina S.A. es la empresa estatal que opera las tres centrales nucleares del país: Juan Domingo Perón (conocida hasta 2014 como Atucha I), Néstor Kirchner (conocida hasta 2014 como Atucha II) y Embalse. Como la mayoría de las empresas de energía, recibió hasta diciembre de 2015 un precio muy bajo por la electricidad que generaba en sus plantes. Los recursos que faltaban se completaban con aportes del Tesoro nacional. Aunque no existían procedimientos de evaluación presupuestaria ni de control de gestión, la empresa mostraba un buen nivel de idoneidad desde el punto de vista técnico, en su infraestructura y funcionamiento. Aun recibiendo la tarifa eléctrica más baja de todo el mercado argentino (38 dólares por megawatt/hora), NASA era capaz de financiar con esos precios no sólo la reparación y el mantenimiento de las plantas, sino también el repago del fideicomiso de la ANSES con que se financió la construcción de la central Atucha II. En diciembre de 2015 la empresa tenía una deuda de mil millones de pesos, buena parte de ella con proveedores, con quienes tenía facturas sin pagar desde agosto del año pasado.


En la práctica, la empresa estaba dividida en tres unidades separadas. Por un lado, NASA Operativa, la encargada de operar y mantener las centrales nucleares en funcionamiento. Esta división era la más vinculada con la función original de la compañía. Su funcionamiento era profesional y, si bien algunos procedimientos administrativos no eran óptimos, la estructura era razonable y sus resultados operativos buenos, al punto de que se financiaba con las tarifas que recibía por la energía generada, sin necesidad de aportes del Tesoro.


En segundo lugar estaba el Programa de Extensión de Vida de Embalse, creado para extenderle la vida útil a la Central Nuclear Embalse, en Córdoba. Se financiaba con aportes del Tesoro y estaba muy bien gerenciado y administrado. El programa se desarrolló sin problemas y dejará de operar cuando la obra termine. Los cronogramas se cumplieron. Sin embargo, antes de comenzar, fue afectado por problemas externos que incidieron sobre el costo de la obra. El programa se inició con un atraso muy grande, de dos años, en parte porque la falta de planificación y la crisis energética llevaron al gobierno anterior a adoptar todo tipo de medidas para sostener la oferta de energía. Entre éstas, la postergación del inicio del programa de extensión de vida, que obligaba a parar la planta de Embalse durante alrededor de un año y medio. El plan original estipulaba que el programa debía iniciarse en 2013, pero no ocurrió. Esto derivó en que el programa tuviera que pagar costos imprevistos, producto de incumplimientos contractuales con proveedores, alquiler de herramientas que no se usaron y contratación de personal sin tareas por un total de 150 millones de dólares. Además, el programa enfrentó un serio riesgo de interrumpirse, como consecuencia de la falta de cumplimiento de requisitos exigidos por la provincia de Córdoba. Luego de varias dilaciones, se terminó definiendo la fecha de inicio del programa para después del cambio de gobierno, el 31 de diciembre de 2015, que fue lo que ocurrió.

“El 75% de los empleados de Nucleoeléctrica no tenía tareas específicas”.

La tercera unidad de Nucleoeléctrica Argentina era la Unidad de Gestión de Proyectos Nucleares, creada para la gestión de la central Atucha III pero que en los hechos hizo poco para justificar su generoso presupuesto. Tenía 800 empleados directos, 700 empleados de servicios y casi 2000 empleados indirectos, tres cuartas partes de los cuales no tenían en diciembre de 2015 tarea alguna para desempeñar.


El objetivo declarado, incluso a nivel público, con una costosa campaña de publicidad, era comenzar de forma inmediata con la construcción de la cuarta central nuclear. Sin embargo, el estado de las negociaciones con la China National Nuclear Corporation (CNNC) y el banco ICBC indicaban en diciembre de 2015 que la obra recién se podría iniciar, en el mejor de los casos, en 2017. Aunque los funcionarios de la administración anterior realizaron unos treinta viajes a China, con delegaciones numerosas, el contrato de financiamiento no estaba redactado ni siquiera a nivel de borrador.


El proyecto de Atucha III, en síntesis, tenía en diciembre 1) al 75% de un personal muy numeroso sin ningún trabajo que realizar, 2) perspectiva de que la situación fuese la misma por al menos doce meses más, y 3) presupuesto cero para el año 2016. Esto último porque el Congreso, basado en la propuesta del Poder Ejecutivo, había aprobado en 2015 un presupuesto de 4.800 millones de pesos en transferencias del Tesoro para actividades de expansión o infraestructura de NA-SA. Ese dinero alcanzaba para financiar el Programa de Extensión de Vida de Embalse y otras obras menores, pero no permitía gastar ni un peso en la cuarta central. Este presupuesto, con una reducción injustificable del 40% respecto de lo que se había presupuestado para 2015, significa que las autoridades salientes estaban, en los hechos, desmantelando anticipadamente un área en que habían invertido millones con un proyecto en un estado embrionario.


A pesar de los escasos avances en su único proyecto, la Unidad de Gestión incurrió en grandes gastos. Por ejemplo, alquiló un edificio de muy alta categoría sobre la autopista Panamericana en Vicente López para albergar la unidad. Pese a que el monto del alquiler es altísimo, el edificio está subutilizado. Poca gente trabaja ahí y los pocos que concurren lo hacen con pocas tareas para realizar. Además, como 300 de los 800 empleados de la unidad vivían en Zárate, se les pagaba todos los días el transporte hasta Vicente López. Los espacios ociosos en este edificio implicaban un gran costo para Nucleoeléctrica, que tiene además otros espacios de oficinas, tanto en la Ciudad de Buenos Aires como en Zárate.


Para asistir en el diseño y la construcción de la central, se contrató a más de 50 profesionales jubilados de alto prestigio. Dada su reputación, el monto de los contratos era muy oneroso. Prácticamente todos esos contratos eran innecesarios, dada la etapa embrionaria del proyecto.


La existencia de la Unidad de Gestión era difícil de justificar, en primer lugar por ser una unidad constructora dentro de una empresa dedicada a la gestión de centrales de energía nuclear. En los hechos, Nucleoeléctrica se contrataba a sí misma para la construcción de las centrales nucleares. Esto generaba grandes problemas de tiempos y costos. Sin embargo, tras la puesta en funcionamiento de la central Atucha II (o Néstor Kirchner), en junio de 2014, con casi cuatro años de demora, la unidad perdió aún más sentido. Desde ese momento, la unidad estuvo dedicada a un conjunto difuso de actividades, ninguna de los cuales se relacionaba con la construcción de una nueva central nuclear.


A través de la Unidad de Gestión, por ejemplo, se ejecutó obra pública en el municipio de Zárate, donde la afinidad política con el intendente permitía que de esta forma el Frente para la Victoria realizara obra pública sin necesidad de pasar por el Concejo Deliberante. Además, se llevaron a cabo obras que no tenían un sentido claro ni planificación alguna. Algunos contratistas reportan haber tenido que construir galpones y desarmarlos hasta tres veces. La Unidad se alejó por completo de las tareas para las que había sido creada, y osciló entre no tener nada que hacer y ejecutar, en un distrito políticamente afín, obra de muy diversa índole (refacciones en edificios públicos y estaciones de tren, por ejemplo).

“Nucleoeléctrica compró los primeros 10.000 ejemplares del libro de Julio De Vido, sobre Néstor y Cristina Kirchner”.

También se detectaron graves faltas administrativas y en el uso de los recursos de la compañía. Por ejemplo, Julio De Vido publicó un libro titulado Néstor y Cristina Kirchner: planificación y federalismo en acción, con un coautor llamado Federico Bernal. El libro, con un prólogo de la ex presidenta Cristina Fernández, fue publicado por la Editorial Planeta. La compra de los primeros 10.000 ejemplares de este libro fue realizada por Nucleoeléctrica Argentina. El expediente labrado por la compañía con el fin de hacer la compra recomendaba la adquisición de ejemplares de “algún libro que toque temas relacionados con la energía y la infraestructura”. Ese mismo expediente también recomendaba que la editorial fuera Planeta y que el número de páginas del libro a comprar fuera uno muy similar al que, casualmente o no, tenía el libro de De Vido y Bernal. También existían grandes irregularidades en la compra de automóviles para la empresa. Hay autos comprados por Nucleoeléctrica que no están físicamente en las locaciones de la empresa. Se encontró uno, por ejemplo, en el parque automotor del actual Ministerio de Energía.


La Comisión Nacional de Energía Atómica es el área responsable de la investigación y desarrollo en el campo de la energía nuclear. Si bien no existían en la CNEA irregularidades del calibre de los que existían en NASA, se encontraron varios problemas. Había un notable atraso en los pagos correspondientes al ejercicio 2015. Se heredó una deuda de 2.200 millones de pesos. Esto representaba el 40% del presupuesto del organismo y generó problemas financieros graves para varias instituciones que dependen de la Comisión, como el INVAP, que estaba atrasado en el pago de salarios y aguinaldos. La prestadora de servicios médicos IMERASE estuvo al borde de la convocatoria de acreedores. El proyecto CAREM estuvo al borde de la parálisis ya que no recibía ni un peso, literalmente, desde agosto de 2015. El nivel de deuda en la CNEA (deuda, por su parte, de los aportes del Tesoro nacional hacia el organismo) reflejaba el nivel de maltrato que recibió esta institución emblemática del desarrollo científico y tecnológico.

“La Comisión Nacional de Energía Atómica debía 2.200 millones de pesos”.

En los años anteriores, la CNEA había tenido muchas dificultades para elaborar un plan estratégico ordenado, debido principalmente a la subordinación de sus autoridades a las instrucciones que bajaban del Ministerio de Planificación. Por esta razón, no se consolidó un plan estratégico ni se estableció un marco de prioridades para los proyectos.


Las empresas que dependían de la CNEA también mostraban problemas. ENSI, una sociedad con 51% de participación de la Provincia de Neuquén y 49% de la CNEA, se ocupa de operar la Planta Industrial de Agua Pesada. Tenía 450 trabajadores para operar la planta y no tenía trabajo que hacer. El único cliente para el tratamiento del agua pesada es el estado (NASA o CNEA). Dado el atraso en el desarrollo del proyecto de cuarta central, no tiene clientes a quienes venderle. Aún existiendo potencial, nunca desarrolló una estrategia de incursión en mercados extranjeros. Incluso les debía a sus clientes entregas de material: 6 toneladas a la CNEA y casi 15 toneladas a NASA.


La minería también se vio perjudicada por las políticas públicas de los últimos años, caracterizadas por reglas de juego inestables y una carga tributaria alta y regresiva. Varios proyectos –Pachón, Potasio Río Colorado y Pascua Lama, entre otros– frenaron su construcción o decidieron no iniciarse debido en parte a la caída de los precios internacionales pero sobre todo a la ausencia de una política de Estado para desarrollar la actividad y a medidas gubernamentales que conspiraron contra la inversión. El principal beneficio de la Ley de Inversiones Mineras, que ofrecía estabilidad tributaria y cambiaria al sector, fue desconocido por las autoridades, sobre todo a partir de que en diciembre de 2007 el entonces secretario de Comercio, Guillermo Moreno, aplicó retenciones a las exportaciones mineras.


Lo que se logró con todas estas medidas fue centralizar (es decir, desfederalizar) los aportes tributarios de la minería y reducir la competitividad de minería en Argentina respecto de otros países de la región. A pesar de que, por los precios internacionales más bajos, estaba bajando la rentabilidad del negocio, la presión fiscal en la Argentina iba en aumento (y bajaba en Chile y Perú). Esto se debió en parte a que los principales impuestos a la minería en Argentina se hacían sobre los ingresos brutos (como las retenciones o las regalías) mientras que en Chile y Perú se hacían sobre las ganancias de las empresas. En 2011 la Argentina tenía una presión tributaria sobre la minería de 33%; en Chile era de 29% y en Perú de 21%. En 2013, cuando el precio de los minerales empezó a caer, la presión impositiva de Argentina subió a 38%, en Chile bajó a 20,4% y en Perú a 12%. Asimismo, en la mayoría de las provincias donde estaba permitida la minería, los gobernadores, necesitados de fondos, asociaron al Estado con las mineras para crear empresas públicas provinciales que en realidad no eran empresas, porque su única actividad era la de exigir una participación en los proyectos. Este modelo no respondía a ninguna lógica comercial y generaba conflictos entre la función reguladora del Estado y su posible beneficio económico como empresario.


La administración de la Secretaría de Minería se caracterizó durante muchos años por la falta de transparencia y el uso discrecional de la gestión. La información era poco accesible, estaba desactualizada y sin sistematización alguna; estadísticas inexistentes en rubros sensibles, información perdida (archivos borrados) y parcial. Había programas discontinuados y subejecución de la mayoría de los programas para fortalecer las pymes mineras del país. Había procesos administrativos demorados durante años sin explicación.


La relación con las provincias estaba quebrada, entre otras razones por la relación directa de la Nación con los municipios mineros. El Consejo Federal Minero (COFEMIN), una mesa interprovincial creada para discutir las políticas de estado del sector y elaborar propuestas desde una óptica federal, y que en 1994 hizo posible la firma del Acuerdo Federal Minero, no se reunía casi nunca.


Con la intención de sustituir importaciones se entorpeció y encareció artificial y discrecionalmente la mayoría de las operaciones mineras, mediante la creación de una mesa de homologación, que decidía que producto podía importarse y cuál no. Además, se obligó a contratar fletes marítimos nacionales cuando no existen en el país barcos con capacidad transportar las exportaciones mineras, lo que llevaba a sospechosas subcontrataciones.


El Yacimiento Carbonífero Río Turbio es un ejemplo paradigmático de mala administración de la última década. La mina debió estar lista en 2010 para producir dos millones de toneladas de carbón por año. En 2015, sin embargo, sólo produjo 48.000 toneladas.


Entre 2005 y 2015 se transfirieron a YCRT más de 15.580 millones de pesos. A pesar de ello, la producción de carbón era marginal y la mina y las instalaciones se encontraban en estado de abandono. Había problemas de ventilación, que ponían en riesgo la vida de los trabajadores, y un significativo pasivo ambiental observable a simple vista en el estado de las instalaciones administrativas, la planta de depuración de carbón, la deposición del estéril que surge del lavado del mineral y la gran cantidad de chatarra dispersa de todo tipo.

“YCRT pasó de 1200 empleados en 2005 a casi 3000 en el 2015”.

La proporción de las sumas destinadas a salarios sobre el total de los gastos de la empresa subió del 20% en 2005 al 70% en 2015. Paralelamente, la cantidad de trabajadores aumentó de manera exponencial: había 1200 en 2005 y casi 3000 en diciembre de 2015. Cuatro sindicatos estaban presentes en el complejo: ATE, La Fraternidad, Luz y Fuerza y APS. A pesar de no que no tenía personería, ATE era el que más afiliados tenía. Dos de estos sindicatos obtuvieron a lo largo de estos años enormes beneficios y concesiones laborales que incluyen: horario reducido de trabajo en mina (turnos de 6 horas, con trabajo neto de 2 horas y media), cuantiosas licencias, 9 millones de pesos en horas extras (a pesar de trabajar en una mina casi sin producción), un “bono anual por eficiencia” de entre 70.000 pesos y 240.000 pesos, aun cuando se incumplían por mucho los objetivos de producción y pago de pasajes aéreos anuales sin necesidad de rendirlos, entre otras cosas.


Mientras el yacimiento languidecía, se decidió construir un “tren turístico” totalmente ajeno al objeto de YCRT, para el que se presupuestaron más de 700 millones de pesos, de los que en diciembre de 2015 ya se habían pagado más de 300 millones de pesos. El tren turístico fue inaugurado en octubre de 2015 por Alicia Kirchner, entonces ministro de Desarrollo Social y candidata a gobernadora de Santa Cruz. Sin embargo, en diciembre de 2015 el tren no funcionaba, no tenía permisos del titular de la tierra por donde pasaban las vías, las estaciones estaban en desuso y deterioradas y no se había obtenido el permiso de la Dirección Nacional de Vialidad para cruzar la Ruta 3. La traza se encontraba interrumpida justo en ese punto: era un tren que iba de ningún lado y a ninguna parte.


EN YCRT se usó además un mecanismo de compras y contrataciones a través de la Universidad Tecnológica Nacional, regional Río Gallegos, y la “Fundación UTN” a través de los cuales se asumieron compromisos por más de 3.400 millones de pesos.

Estos acuerdos, contratos y pagos permitieron eludir los controles propios de la Administración Pública Nacional y adolecían de graves deficiencias formales y legales. (Ya se dieron de baja convenios con la Facultad Regional de Santa Cruz de la UTN por 1.980 millones de pesos y convenios por Variantes de Obra por 268 millones de dólares.) También se encontraron facturas impagas a la misma universidad por 464 millones de pesos.


El funcionamiento de la Central Térmica de Río Turbio (CTRT), construida al lado de la mina de carbón, también era ineficiente y de alto costo para el Estado argentino. El valor de una central térmica comparable es de aproximadamente tres 3,1 millones de dólares por MW instalado. En diciembre de 2015 ya se habían pagado más de ocho millones de dólares por MW, más de dos veces y media su costo y eso que todavía faltaba terminar más del 20%.


Además se contrató la obra bajo la modalidad de “llave en mano” y sin proyecto de ingeniería ni estudio de impacto ambiental. Como resultado de ello, la central quedó emplazada en un basural, que debió ser removido, y en un terreno inundable, lo que obligó a subir la cota con movimiento de tierra de millones de metros cúbicos –y dólares– y a construir defensas contra inundaciones.


Imprevisiones como ésta más que duplicaron el presupuesto original, cuya legalidad está siendo analizada por la SIGEN. Como resultado de su deficiente diseño y emplazamiento, la central se refrigera por aire (ya que no hay suficiente agua disponible para hacerlo), lo que consumiría 40 MW de los 240 MW que entregaría en plena operación. El acto de inauguración, apurado y con fines puramente propagandísticos, fue transmitido en cadena nacional por la entonces presidente Cristina Kirchner. Después, la central funcionó parcialmente y a media potencia tres días y medio y debió detenerse por una fuga de vapor en la caldera. El módulo inaugurado resultó gravemente dañado y tuvo que ser sometido a nueva evaluación antes de su puesta en operación. La obra sigue inconclusa y está parada desde el 28 de noviembre.