Dossier Energía: La evolución del sector de la Energía

Perspectives mantuvo una extensa y fructífera charla con el doctor Luis Alberto Erize, especialista en temas de energía. Publicamos a continuación unos extractos de su detallado análisis de la situación argentina en la materia.

Perspectives  |   | Luis Alberto Erize Managing partner, Estudio Abeledo Gottheil Abogados

Capacidad insuficiente

La Argentina está frente a un problema fundamental de producción de energía suficiente como para abastecer su demanda y efectuar intercambios energéticos con los países de la región o exportar los saldos no consumidos. Existe una necesaria vinculación del sector eléctrico con el de suministro y distribución de gas, puesto que 2/3 de la generación de energía eléctrica argentina es producida por centrales térmicas alimentadas por gas natural. El resto de la matriz de energía eléctrica está constituido por energía hidroeléctrica (34%, aproximadamente), nuclear (hasta un 5%) y menos de un 2% por renovable. El problema, entonces, debe ser considerado en la visión en conjunto de ambos sectores.

El programa RenovAr

El gobierno se ha lanzado ahora sobre un programa que concita atención global: el campo de la energía renovable, que a su vez provoca problemas y tiene particularidades que deben ser atendidas para ser incluida en el marco de la solución del problema energético en general. El proyecto del gobierno consiste en obtener en poco tiempo la generación de energía renovable (cerca de 2000 MW instalados). Para llegar a esto se ha emprendido un programa completamente asistido desde el Gobierno, separado del sistema general de formación de los precios en energía eléctrica, ya que toma como punto de partida la segregación del mercado de consumo eléctrico por parte de los grandes consumidores industriales1, al imponérseles que el mencionado porcentaje se encuentre representado en su propio consumo eléctrico individual, para crear una demanda dirigida a la adquisición de suministro eléctrico proveniente de energías renovables en un mercado cerrado. El programa se denomina Compras Conjuntas, aunque el único comprador es el Estado a través de una de sus agencias gubernamentales que, de hecho, monopolizan las compras y ventas de dicho suministro energético: CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico). El costo del sistema de subsidios a este tipo de energía aún no ha sido analizado en su totalidad2.

El problema de las fuentes de energía renovables en el mundo ha sido materia de una nota de tapa de la revista The Economist con el tìtulo Clean Energy: the dirty secret3. Debido a que el sistema eléctrico requiere la capacidad de suministrar energía en todo momento al nivel suficiente para abastecer la demanda global y de esta manera mantener el equilibrio de las redes eléctricas, ello requiere que el suministro esté presente cuando el organismo de despacho así lo requiera, no obstante las variaciones diarias e incluso horarias que pueda experimentar el consumo en función del horario, la temperatura y otros factores.

También se deben explorar todas las nuevas propuestas en materia de optimización de las redes para estabilizar tanto el suministro como el consumo, técnicas que comienzan a ofrecerse y que, a su vez, comportan nuevos desafíos desde el punto de vista de inversiones y su factibilidad.
El hecho de realizar concursos para obtener potencia contratada no parece ser la solución óptima, ya que ello asume la existencia de centrales que deberán permanecer sin ser despachadas durante largos períodos de tiempo, incrementando así el costo de la energía cuando deba ser despachada para remunerar la inversión realizada en dicha central.

En su lugar debería considerarse cómo acceder a un mercado único y libre donde los propios generadores debieran negociar entre ellos suministro y potencia para ofrecer un suministro en firme: así, el administrador de la red traslada a los propios generadores la cuestión económica de la obtención de la más eficiente alocación de recursos para garantizar la continuidad del suministro, en el marco de un régimen de contratos entre ellos, efectuado en forma libre.

La potencia debe ser provista forzosamente por la generación tradicional, ya sea la generación de un compromiso de potencia para el caso en que dicha energía no esté presente en un momento determinado.

1 Con una demanda superior a 300 KW de potencia por consumidor industrial alcanzada durante el año calendario considerado.
2 Fernando Navajas, FIEL, Subsidios y Precios de la Energía, Dónde Estamos, Agosto 2017.
3 The Economist, febrero 25-marzo 3, 2017, Briefing de Renewable Energy: A world turned upside down.

La coexistencia de dos mercados separados de energía eléctrica

La situación se complejiza si se considera la convivencia de ambos mercados de energía eléctrica renovable y no renovable, por cuanto la presencia importante (aunque hoy no lo sea) de energía renovable en estas condiciones implica una reducción de la demanda agregada para la energía no renovable, y por consecuencia un eventual aumento de costos de ésta: los generadores tradicionales deben distribuir gastos fijos en una menor producción, relativamente hablando.
Aunque la cuestión se plantee en la Argentina solamente en términos teóricos debido a la insignificante participación actual de la generación de energía renovable, ello se proyecta en un horizonte a largo plazo que pone un punto de atención para la inversión en sectores tradicionales que, sin embargo, son necesarios.

Estímulo a la explotación de gas no tradicional

En el suministro de gas se ha establecido una serie de programas de estímulo: en primer lugar, al suministro por métodos no tradicionales; en segundo lugar, a remunerar el incremento de la producción de gas por encima de ciertos valores históricos, para concluir ahora con una mezcla de ambos, por lo cual se remunera con una garantía de precio a aquella producción incremental de fuentes no tradicionales representada por nuevos proyectos; esto implica cortar el estímulo a aquellos programas de suministro de gas de fuentes no tradicionales que hubieren existido antes.
Para el desarrollo de Vaca Muerta se previó un mecanismo de escalones en el precio garantizado a partir de U$S 7,5 por millón de BTU para culminar en U$S 6 al cabo de cuatro años, limitado a los nuevos desarrollos. El precio garantizado se computa por los volúmenes pertinentes a razón de la diferencia entre el precio garantizado y un precio base establecido para cada productor en el precio mediano del suministro de toda su producción; esto representa una diferencia entre productores según la mezcla de su suministro agregado abastecido con yacimientos tradicionales o no tradicionales.

Los programas de nuevos desarrollos de explotación de shale gas se basan en el análisis de lo que aportará como margen ese precio así garantizado en el período mencionado, confiando en que al cabo de dicho período el mercado habrá recuperado en forma global el sistema de precios únicos resultantes de un mercado libre, a un valor que prácticamente se empalme con aquel del último precio garantizado.

La transición a un precio libre para el suministro de gas por los productores (import parity)

Lo antes mencionado presumiblemente se vincula con el cálculo de lo que se denomina el precio Import parity: es esperable que un mercado libre defina un precio por referencia, equivalente a (i) el precio de paridad de importación, o sea el precio de la importación de una molécula similar desde el exterior, antes que (ii) el de export parity, es decir, el del precio a obtener en el exterior por esa molécula de gas una vez agregados todos los costos para llegar a un punto de destino del exterior. La Argentina es importadora neta de gas en el orden del 25% de su consumo: en la medida en que el precio interno del gas pueda competir con el precio importado, ese precio de importación sería el más alto a ser pagado por la regasificación del LNG (hace algunos años llegó al valor insólito de U$S 18 por millón de BTU, y al presente puede calcularse en U$S 5-6), importe que sería efectivamente aquel que empalmaría con el previsto para el último año de ese programa de estímulo a la explotación de shale gas.

El Gobierno procuró la renegociación de convenios colectivos de trabajo en el sector petrolero, región por región, para generar mayor competitividad, reducir costos y tornar nuestra producción de shale gas más competitiva a niveles internacionales, aunque la experiencia señala que dichas reformas están demorando en ser implementadas al existir resistencia gremial.

La comparación del precio de estímulo del shale gas con un precio promedio referido en los considerandos de la adecuación de las tarifas no es representativa de la realidad, ya que dicho precio promedio está compuesto por valores diferentes, combinando precios menores para gas suministrado a residentes con aquellos mayores destinados a industrias, con una dispersión considerable.

El pensamiento teórico que toma como precio de referencia el precio del gas en el centro de distribución Henry Hub de Estados Unidos y que luego agrega los costos teóricos necesarios para su traslado y entrega en la Argentina no resulta un valor realista, ya que existe un mercado importante en el mundo de determinación del precio de gas regasificado. Si el precio del gas del Henry Hub fuera directamente aplicable -como lo pretendería un cálculo teórico de costos agregando gastos de exportación-, el mayor margen que al presente observa el mercado mundial respecto de aquél no podría subsistir.

El gas no es un commodity perfecto: la geografía cuenta sobremanera, además de estar influenciado por una gran dispersión de regulaciones. Por ejemplo, la prohibición en los Estados Unidos para exportar gas hasta una fecha reciente determinó la autorización para la instalación de una serie de plantas de regasificación destinadas a la exportación, en lugar de las plantas antes existentes de LNG de importación para su regasificación en los EE.UU. como ocurría en el pasado, hasta que la explotación de shale gas unificó la matriz energética de ese país.

Además de plantearse la cuestión en términos de la importancia que tenga para el país contar con una industria de energía desarrollada, incluyendo la producción de gas y de petróleo, cabe analizar el impacto que tiene la importación de energía en nuestra balanza comercial. Dada nuestra actual balanza comercial deficitaria, considerar que ella pueda ampliarse para aumentar nuestra cuota de importación de energía en el exterior resulta utópico: la Argentina debe abocarse a reducir su déficit comercial al presente, que finalmente culmina con la reducción del precio de dicha energía importada mediante un mecanismo de subsidios por el gobierno para transferirla al consumo privado.
A ello se suma el hecho de la sustitución futura, natural, de la matriz energética en lo que respecta al gas, por lo cual el mantenimiento de reservas a largo plazo no tiene la misma connotación que le dieron todos los países hasta el presente.

EL GOBIERNO HA REALIZADO UNA TAREA ABSOLUTAMENTE NECESARIA: ELEVAR LOS PRECIOS EXHIBIDOS EN LAS TARIFAS DE GAS Y ELECTRICIDAD.

La actualización de tarifas

El gobierno ha realizado una tarea absolutamente necesaria: elevar los precios exhibidos en las tarifas de gas y electricidad, base de una economía racional de generación de energía eléctrica a partir del gas, o de su producción. Pero para determinar el precio inserto en la tarifa que se actualiza, nuestro gobierno considera el precio promedio del gas, lo que es una prolongación de ciertas distorsiones que hacen a la existencia de precios muy diferentes en la materia, algo que en principio no parece realista. Este sistema de precios no genera incentivo suficiente para el desarrollo en los yacimientos tradicionales, que pueden ser objeto de mejoras en su explotación mediante programas de recuperación secundaria, terciaria, etc. Si existiera un sistema de precios de mercado libre, ello podría dar lugar a un desarrollo de este sector postergado.

Nuestro país está encarando hoy las licitaciones de exploración offshore en zonas aledañas a las que ya son explotadas en la cuenca marina del sur. El problema del desarrollo de estas zonas es que, al requerir inversiones de largo plazo, la limitación de un horizonte de precios y regulaciones en el gas para los próximos cuatro años no resulta suficiente para considerar qué mercados encontrará la producción de gas y de petróleo proveniente de offshore en el futuro. No parece suficiente la suposición de que, al finalizar ese período estímulo de cuatro años, el mercado estará regido por un precio definido sin interferencias a partir de la paridad de importación.

Calentamiento global e internalización de las externalidades

En forma adicional, existen políticas de “desestímulo” de la industria de hidrocarburos a partir de la implantación de un impuesto al CO2 aplicado sobre las naftas y combustibles líquidos, aunque a último momento este gravamen ha sido dejado de lado sobre la industria del gas.

En definitiva, se trata de un incremento de costos en la industria, con independencia de cuál sea la denominación de la carga tributaria implementada. Las políticas internacionales adoptadas por el gobierno argentino con relación a la contribución al calentamiento global deberían ser implementadas en función de un horizonte a largo plazo, para distribuir en forma óptima los costos de dichos compromisos, lo que lleva al fenómeno de la internacionalización de las externalidades: el cálculo de dicho fenómeno debe ser efectuado en todas las actividades económicas, e incluso en la de generación de energía renovable.

La formación de precios en una economía de mercado

En vez de procurar el desarrollo de sectores individuales y separados en su ecuación económica, debería considerarse el verdadero interrogante: la formación de precios en el marco de una economía de mercado, para obtener un precio uniforme de la energía tal como lo dictan nuestras leyes (ley de marco eléctrico y del mercado del gas).

En consecuencia, es esencial establecer un marco de transición  y apuntar a recuperar lo que nuestras leyes establecen. Así lo señaló la Corte Suprema de Justicia de la Nación cuando regló, en primer lugar, las cuestiones relativas a la tarifa, donde, además de pronunciarse sobre la necesidad de las audiencias -cuestión rápidamente subsanada por el Gobierno- también destacó que las regulaciones deberían ceder frente a un marco de transición destinado a hacer cumplir las leyes existentes.

La diversidad de fuentes de energía

La Argentina posee un sistema altamente diversificado de fuentes de energía: a la hidroeléctrica, la proveniente de gas natural y la renovable se les agrega la energía nuclear, que abastece un sector que ronda el 5% de la generación agregada. Tiene un grado de contribución menor al calentamiento global, aunque presenta otros problemas, como el de repositorios de desechos nucleares. Dicha fuente de energía también ofrece un costo variable prácticamente nulo, y son aquellas centrales por consecuencia despachadas como de base junto con las centrales hidroeléctricas. La Argentina, a su vez, cuenta con una larga tradición en materia nuclear, con expertos desarrollados en el país que permiten la operación segura de las centrales nucleares existentes, por lo cual el incremento de la capacidad nuclear se inscribe en ese horizonte. Esto permitió la finalización de la última central nuclear a pesar de la constructora internacional había cesado su actividad, algo que exigió una serie de procedimientos de adaptación para btener la licencia internacional de dicha central.
En cuanto a la creación de dos nuevas centrales nucleares a partir de proyectos llave en mano, además de las centrales hidroeléctricas en el sur del país con financiamiento de China, las ventajas importantes que aporta esa forma de financiamiento a largo plazo deben ser matizadas con la alocación óptima de recursos, con la finalidad de suministrar energía a bajo costo.

Además, no hemos analizado la cuestión de otras fuentes de energía renovable tales como la bioenergía, que a su vez requiere de un análisis de los usos sustitutivos del recurso empleado.

El petróleo y sus derivados

Con respecto al crudo, la cuestión es definir si ello resulta únicamente de una elección a partir de precios internacionales y locales, o si en ello tiene incidencia -como en las viejas épocas del desarrollismo argentino- el equilibrio de la balanza comercial y de pagos, contando con la explotación de nuestros recursos de manera óptima. Dado el actual nivel de déficit de la balanza comercial, el hecho de considerar la cuestión exclusivamente desde el punto de vista del petróleo en un horizonte de corto plazo parece dejar de lado la cuestión de la inversión acumulada en esa industria y sus vicisitudes en los años precedentes. La Argentina experimentó severos sistemas de intervención en los precios para, por un lado, capturar la renta generada por el aumento de precio del crudo en el mundo, dejando el remanente para el productor local, y, por otro, repercutir sobre el valor del petróleo doméstico (creando una artificial paridad de exportación), generando así una nueva parálisis en materia de inversiones.

La consecuencia es que, frente a la depresión de los precios internacionales, en el caso del crudo también se estableció un mecanismo de incentivos -llamado "barril criollo"4- que luego fue paulatinamente desmantelado de la mano del incremento gradual en los precios internacionales que se experimenta al presente.

La energía redistribuida

En el marco de la alocación óptima de recursos debe considerarse la redistribución de energía eléctrica5 para reducir de alguna forma las necesidades de potencia contratada. Sin embargo, ello requiere de una adecuada revisión de los costos involucrados para que exista una alocación de dichos costos de forma eficaz en toda la cadena. La energía redistribuida importa la reducción de consumo de la energía distribuida por consecuencia de la remuneración de los costos asociados a ella para el mantenimiento y desarrollo de la red de transporte y distribución, además de los costos implicados en la necesidad de dotación de mayor calidad al sistema, puesto que exige una serie de intervenciones destinadas a mantener la estabilidad en la red.

La redistribución plantea una cuestión que puede asimilarse a la teoría del núcleo vacío: esto es, a la determinación de costos hundidos que debe soportar el sistema para estar a disposición, en tanto que al generador de energía redistribuida no se le requiere contribuir al mantenimiento de dicha red, lo que debería ser establecido. Es una derivación del principio general aplicable a todo mercado que requiera estructuralmente una capacidad ociosa, disponible, para mantener continuidad y calidad de abastecimiento, y sea factible la intervención de un actor al que le sea preferible prescindir de ese sometimiento a una condición uniforme (free riders) y de tal forma, como lo manifiesta Telser, eludir un costo incurrido (avoidable cost).

De otra forma, la parte del sector aplicada a energía distribuida debería afrontar los costos que no afronta la energía redistribuida. Es evidente que la tecnología ofrece cambios importantes en materia de consumo eficiente y del ahorro de energía, pero ello no puede sino plantearse desde el punto de vista de las necesidades existentes y su progresión, para acompañar los procesos de mercado que siempre han tomado en cuenta nuevas tecnologías, sin producir ineficiencias a partir de ciertos modelos teóricos que no computan la totalidad de los factores presentes en el momento actual.

4 Desde una retención a las exportaciones de más de la mitad de su precio internacional se pasó a su eliminación, y luego a un acuerdo con los productores (bajo la supervisión del Estado, con el conjunto de las refinadoras) de USD 67 por barril, 55 para el 2017 (47 para el más pesado), con regulación de virtuales cupos de importación por las refinerías, hasta su eliminación, Dec 962/17 superando el anterior 192/17 y la Res E 47/17. 5 Ahora objeto de la ley 27424.

Inversión en la explotación de hidrocarburos de esquisto

Los cambios profundos que aportó la producción de hidrocarburos  a partir de shale, como los precios y la localización de los centros de producción, etc., alteraron mucho la forma y los tiempos de las inversiones. Sin embargo, ello implica una transición y una complementación de las distintas fuentes de energía antes que una confrontación o superación de una fuente por la otra. Incluso las oscilaciones importantes en materia de precio de los hidrocarburos -cuya correlación con las decisiones del cartel de países productores puede ser discutida- no pudo evitar la continuación del desarrollo del shale en lo que hace, por ejemplo, al auto abastecimiento norteamericano con dicha fuente. Eso se debe a que las nuevas fórmulas de producción se acompañan de nuevas formas de formación de capital y explotación, reducen los tiempos de recupero de inversión y, por ende, hacen menos factibles o eficientes las políticas de precios predatorios, por cuanto se adaptan a la evolución de los precios con mucha mayor facilidad que si fuera el caso de una explotación tradicional.

Cambios tecnológicos

En la República Argentina nos encontramos con condiciones particularmente atractivas, tanto para el desarrollo del shale gas como para el de las fuentes de energía renovable. Ello no implica una contradicción o una competencia entre ellas, ya que es necesario ampliar la diversificación de la matriz energética -de por sí amplia- en la Argentina, aprovechando el óptimo comportamiento de estos recursos. La meta es el rápido desarrollo del shale mientras la economía requiere una transición eficiente ante soluciones tecnológicas aún no desarrolladas, para obtener la plena sustitución de una forma de energía por la otra.

Extractos de Escenarios Energéticos y Mercado de la Energía, entrevista con Luis Alberto Erize en febrero de 2018. Se puede solicitar la versión completa enviando un email a erize@abeledogottheil.com.ar

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