Opinión

Energía: un modelo objetivo y un plan para la transición

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Los documentos elaborados por los ex Secretarios de Energía ofrecen el marco conceptual para estos trabajos

 

Energía: un modelo objetivo y un plan para la transición

Por Diana Mondino y Ricardo Molina (*)

El presente trabajo es una actualización de “Gas y Electricidad. Cálculos económicos para una propuesta integral” de Agosto de 2015 y que se encuentra publicado en la Base de Datos de la UCEMA (www.cema.edu.ar/publicaciones/doc_trabajo.html).

Los documentos elaborados por los ex Secretarios de Energía ofrecen el marco conceptual para estos trabajos que han pretendido aportar una visión integral desde la perspectiva económica para alcanzar los objetivos definidos en las conclusiones de aquellos documentos. Gráficamente pueden sintetizarse en los vértices de un triángulo: a) el objetivo de eliminar el déficit fiscal generado por el sector energético; b) la necesidad de proveer un servicio en base a un sistema de precios y tarifas “justas y razonables”; y c) crear los incentivos necesarios para estimular las inversiones que el sector requiere para recuperar servicios de calidad.

La presentación analiza  los grandes segmentos de la actividad energética: el upstream de los hidrocarburos, la generación eléctrica, y el transporte y distribución de gas natural y electricidad. Para cada uno de ellos se ha efectuado: a) una breve descripción de la situación actual luego de haberse completado el primer semestre del nuevo gobierno; b) cuál es el Modelo objetivo propuesto para ese segmento en el trabajo original; y c) cómo se transita el camino para unir ambos extremos .

En el capítulo de tarifas y subsidios se han actualizado los ejercicios presentados en el trabajo original. Yfinalmente, un capítulo donde se describe una propuesta para facilitar el desarrollo de un modelo de ingeniería financiera que estimule las inversiones con menor costo de capital.

Hidrocarburos

En el upstream del petróleo y gas hoy se reconocen las siguientes circunstancias: a) la producción de ambos hidrocarburos continuó descendiendo durante el primer semestre del año 2016; b) el gobierno ha definido, a principios de 2016, un precio sostén para el petróleo y subsidios a la exportación de crudos pesados; c) también decidió subsidiar la producción de gas natural “nuevo” y no convencional; d) las importaciones de energía continúan superando a las exportaciones, configurando una balanza comercial energética de signo negativo; e) merced a la caída de los precios de las importaciones de gas, los subsidios fiscales al gas están disminuyendo respecto al año anterior; y f) se ha hecho evidente que los precios artificialmente altos para la producción de gas y petróleo no son un estímulo adecuado para aumentar la actividad en el upstream ya que no se espera que se mantengan en el largo plazo.

El Modelo objetivo propuesto para este segmento se caracteriza por: a) precios de mercado para el gas y el petróleo alineados con las paridades de importación y exportación; b) libre importación de hidrocarburos y combustibles; c) las exportaciones requerirán autorización previa para no afectar abastecimiento interno; d) creación de una Agencia nacional que compatibilice normas técnicas, medioambientales y coordine los esfuerzos fiscales entre la nación y las provincias; e) política de estímulos fiscales para incentivar la exploración de nuevos recursos; f) todas las empresas deberán operar bajo las mismas reglas, sin ventajas que alteren la libre competencia; y e) coexistencia de un mercado de contratos y un mercado spot.

Para transitar el camino desde la situación actual hacia el Modelo objetivo se proponen la siguientes medidas concretas: a) fijar como fecha límite para el alineamiento de precios del crudo local con sus paridades de importación el 1º/1/2018; b) disponer la inmediata apertura de los mercados de crudo y derivados; c) a partir 1º/1/2018 recuperar la libertad de mercado para el gas natural y su libre importación; d) en un plazo no superior al año transferir los contratos de ENARSA a la actividad privada, mediante procedimientos públicos; e) durante esta transición el precio del gas convencional será único para todas las cuencas y establecido como un «Price Cap» o precio máximo; f) estimular la producción de «tight gas» en función de su disponibilidad y menor costo de extracción; g) la producción de NO convencionales recibirá un subsidio fiscal explícito, de suma fija (por ej.: 20u$s/barril, 2 U$S MMBtu) y por tiempo determinado (por ej.: cinco años).

Generación eléctrica

El Mercado Eléctrico Mayorista durante este primer semestre de 2016  se caracterizó por: a) CAMMESA continúa involucrada en la compra de los combustibles para alimentar las máquinas generadoras; b) la demanda está pagando el 27% del costo real ($ 330,90/MWh a Junio ‘16), y el resto ($ 999,10 a Junio ‘16) se cubre con subsidios fiscales; c) la generación bruta subió 2,4% en el primer semestre del año y la demanda 3,5%, respecto al mismo semestre del año anterior; d) se dispuso que CAMMESA agregue la compra de energías en firme a sus distorsionadas funciones; e) los subsidios fiscales para el sector eléctrico subieron un 17% en dólares en los primeros cinco meses de este año respecto a igual período del 2015. En pesos subieron un 106%!!!

El Modelo objetivo propuesto para este importante segmento de la industria energética se definió esquemáticamente: a) política de incentivos fiscales para estimular las inversiones privadas en la construcción de nuevas centrales de generación; b) las inversiones estatales (concentradas en la energía nuclear e hidráulica) se corresponderán con un planeamiento de largo plazo; c) coexistencia de dos mercados en el MEM: uno de contratos directos entre generadores y clientes con plena libertad de precios y condiciones, y otro de despacho basado en precios marginales; d) creación de CAMMESA “2” con todas las características fundacionales de la original (administración del MEM); e) estímulo a la cogeneración y la autogeneración, así como  políticas que coadyuven a disminuir la intensidad energética; f) prioridad al  despacho de las fuentes de generación renovables.

Para el período de transición se han propuesto las siguientes medidas: a) a partir del 1º/1/17 CAMMESA elaborará un modelo para determinar un «Price Cap» medio para toda la generación que se comercialice en el MEM y su evolución durante un año; b) a partir del 1º/1/18 CAMMESA se retirará del mercado de compra de combustibles y de energía para recuperar sus funciones originales; c) se establecerá una fecha de corte para distinguir el stock de cuentas acumuladas en CAMMESA con los nuevos flujos de fondos, creando CAMMESA 2.

Transporte y distribución

El transporte y la distribución de gas y electricidad continúa siendo afectada por: a) la calidad de los servicios están afectados por falta de inversiones; b) la situación tarifaria ha colocado a las empresas concesionarias y licenciatarias en una situación económico-financiera deficitaria; c) la renegociación de los contratos establecida en la Ley 25.561 y la Revisión Integral de Tarifas no han sido realmente iniciadas; d) los cargos de transporte y distribución han sido parcialmente corregidos en el sector eléctrico y están pendientes de resolución judicial los del gas, en un contexto socio-político muy complicado.

El Modelo objetivo propuesto se basa en: a) tarifas máximas reguladas con ajustes periódicos y revisión quinquenal; b) entes reguladores normalizados en su configuración institucional; c) licenciatarias y concesionarias sujetas al control regulatorio; d) contratos de licencia extendidos conforme renegociaciones acordadas; e) diseño de un plan nacional de transporte de energía con una visión de largo plazo; f) los sistemas de transporte operarán bajo la modlidad «open-access»; g) las distribuidoras serán las operadoras del transporte de gas y energía eléctrica desde las líneas de transporte hasta el consumidor final; h) las distribuidoras también serán proveedores de energía de última instancia, revendiendo capacidad de transporte y compra de energía; i) redes eléctricas basadas en la tecnología de «Smart Grid»; y j) los transportistas y distribuidores no tendrán restricciones de integración accionaria con los comercializadores de energía.

Para la transición hacia del Modelo objetivo desde la situación actual se han propuesto las siguientes medidas: a) inmediata renegociación de los contratos para recomponer la ecuación económico-financiera de las licenciatarias y definir costos reales de operación; b) a continuación, iniciar la Revisión Integral de Tarifas que incluirán las inversiones obligatorias de corto y mediano plazo para restablecer la calidad de los servicios; c) instrumentar medidas  para disminuir el costo de capital de las inversiones obligatorias; d) los entes reguladores, respetando la totalidad de las normas de los plexos regulatorios, tendrán la obligación de convalidar las tarifas reguladas y los cargos por servicios; e) establecer un mecanismo de coordinación a cargo de los entes reguladores entre las jurisdicciones sub-nacionales para limitar las cargas impositivas que gravan las facturas de consumo.

Precios, tarifas y subsidios energéticos

Para el cálculo  de los precios iniciales de la energía y las tarifas reguladas de transporte y distribución se consideraron las siguientes premisas: a) los precios y las tarifas deben simultáneamente comenzar a transmitir señales de escasez y de estímulos para invertir; b) el estricto cumplimiento de los marcos regulatorios es indispensable; c) los subsidios permanentes (tarifa social) y temporarios se dirigirán a mitigar costos a clientes residenciales y comerciales; c) los mercados mayoristas operarán en un ámbito libre y sin interferencias estatales; d) la unificación tarifaria eliminará la progresividad vigente; e) las facturas de consumo podrán tener pagos mensuales.

Asumidas estas premisas se elaboró una estructura tarifaria tanto para gas como  electricidad, partiendo de un precio para cada energía que se calculó sobre la base de lo que actualmente paga la demanda a lo que se adicionaron los subsidios fiscales del primer semestre del año. Las tarifas de transporte y distribución fueron estimadas en base a datos propios. En esta estructura se han eliminado las categorías y subcategorías de consumo creadas a partir del 2004, unificándose en una única tarifa para los consumidores residenciales y comerciales, siguiendo los mismos lineamientos del diseño tarifario original.

Para ejemplificar esta estructura tarifaria propuesta, se desarrollaron ejemplos de facturación para consumidores promedio ubicados en la CABA, tanto para el gas natural como para la electricidad.  En ambos casos, el esquema de mitigación propuesto se aplicó sobre el precio de las energías, dejando constantes las tarifas reguladas, a lo largo de cuatro períodos (en este ejemplo: semestres).

En el caso del gas natural los cálculos fueron efectuados sobre la base de un consumidor residencial de Metrogas, Categoría 3.2., con un consumo mensual promedio de 125 m3. El precio total del gas calculado fue de u$s 6,38/MMBtu. En los gráficos preparados se muestran las variaciones respecto a las tarifas aprobadas en Mayo de 2015. También se grafica la tarifa aprobada en Marzo de este año que, en  Julio de 2016, se encuentra suspendida por orden judicial.

El esquema de mitigación (subsidios a la demanda) propuesto para todos los consumidores residenciales y comerciales del país presenta un costo fiscal que fue estimado en u$s 1.603 millones para el primer año y en u$s 321 para el segundo.

El efecto de la unificación tarifaria fue graficado en el cuadro siguiente, así como el de una tarifa plana que elimine las estacionalidades.

Para el caso de la electricidad los cálculos fueron efectuados sobre la base de un consumidor residencial de Edenor, T1 R2, con un consumo mensual promedio de 314 Kwh. El precio medio monómico de la electricidad fue calculado en u$s 79,80/MWh. En los gráficos preparados se muestran las variaciones respecto a las tarifas aprobadas en Febrero de 2016.

Dada las características de esta última corrección tarifaria, se la asumió como la primera etapa en el esquema de mitigación propuesto. En este caso, el costo fiscal de los subsidios a la demanda residencial y comercial de todo el país fue estimado en u$s 4.627 millones para el primer año y en u$s 925 millones para el segundo. El efecto de la unificación tarifaria fue graficado en el cuadro siguiente, así como el de una tarifa plana que elimine las estacionalidades.

Financiación de las inversiones

Para facilitar el acceso a los mercados de capitales con los menores costos posibles se propone: a) separar los stock de problemas acumulados a lo largo de quince años y recuperar flujos de fondos razonables son condiciones necesaria para acceder a los mercados de capital; b) crear entidades «buenas» distintas de las entidades «malas» permite que esta separación sea más transparente,  por ejemplo: Cammesa 2 vs. Cammesa residual, Enarsa vs. «open season» gas de Bolivia, Licenciatarias vs. Comercializadores; y c) orientar los nuevos flujos de fondos hacia el objetivo de calidad de servicio y a la recuperación del autoabastecimiento energético.

El esquema de ingeniería financiera propuesto es el siguiente:

Síntesis final

Sintetizando, la propuesta formulada:

  • Mejora la competitividad y provee sustentabilidad de largo plazo al sector energético introduciendo el máximo nivel de competencia real o, en su defecto, simulada por una regulación adecuada y a tono con los tiempos.
  • Permite que los Mercados mayoristas operen sin distorsiones ni intervenciones estatales, transmitiendo las señales adecuadas a los consumidores y a los inversores.
  • Institucionalizar los mercados energéticos a partir de reconfigurar CAMMESA a sus funciones originales y la desaparición del Estado empresario.
  • Recupera la sustentabilidad de largo plazo con mercados normalizados y sometidos a los plexos regulatorios.

 

(*) Trabajo presentado en el Comité de Estudios Energéticos del CARI – Julio 2016

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