La “nueva” política energética en Argentina

Los cambios recientes en la regulación del sector energético argentino, en particular el Decreto 1277/2012 referido a hidrocarburos y los anuncios sobre los cambios regulatorios en el sector eléctrico, parecen dejar una sensación ambigua al analista. O bien quienes deciden el rumbo de la política económica y energética del gobierno nacional no entienden el funcionamiento del capitalismo en una democracia republicana o bien no quieren tal cosa para Argentina.    

En lo referente a la política energética doméstica, la razón de las normas suele estar explicada puramente por motivaciones rotuladas de igualitarias –con el foco en la puja distributiva que ellas misma generan- y de corte nacionalista, sin reparar en el daño a la eficiencia y acumulación de capital del proceso productivo, condición sine qua non para la redistribución del ingreso/riqueza llevada adelante por la Estado.

Suponiendo que simplemente no entienden las consecuencias sobre la eficiencia y la acumulación de capital, la pregunta que surge sería: ¿Por qué la dirección y los métodos elegidos?

Dos hipótesis no mutuamente excluyentes entre si son expuestas.

La primera de ellas es de naturaleza política. Partiendo de la base de que el mercado energético argentino atraviesa una grave situación de vulnerabilidad productiva que llevaba indefectiblemente al reconocimiento del fracaso de la política pública sectorial, se eligió el camino de “huir hacia adelante”, con acciones espasmódicas y desesperadas, señalando culpables sin reparar en la responsabilidad de los funcionarios por el diseño de incentivos de la política energética durante los últimos años. Las razones profundas de este comportamiento corresponderían ser estudiadas por analistas políticos.

La segunda hipótesis que podría explicar tan errático y abrupto comportamiento radica en que por un lado, algunos encargados de la política pública poseen un profundo desconocimiento y prejuicio sobre el funcionamiento del sistema capitalista moderno y de cómo dejar que el sistema de precios funcione libremente donde y cuando puede hacerlo o de regularlo correctamente cuando, donde y como se debe. Por otro lado, aquellos coexisten con otros funcionarios que, aun conociendo el funcionamiento de los mecanismos de mercado, descreen abiertamente de ellos como generadores de incentivos en el marco de una regulación estatal correcta. Para algunos no hay lugar para la eficiencia porque todo es puja distributiva.  

Dado este orden de cosas, surge la siguiente pregunta: ¿Cuáles serían los requisitos necesarios para un correcto funcionamiento de los mecanismos de mercado y de regulación Estatal que podrían mejorar la eficiencia y la acumulación de capital en el sector energético argentino?

La respuesta a ensayar se apoya en los requerimientos básicos para el desarrollo de una economía capitalista de mercado en una democracia republicana.

Volviendo a lo esencial –que para algunos es invisible a los ojos-  puede afirmarse que, en primer lugar, el sistema capitalista necesita instituciones. En segundo lugar, el sistema capitalista necesita reglas (una constitución y leyes) y tres poderes del Estado, un poder que las dicte, uno que las ejecute y uno que las haga cumplir. Es decir, el sistema capitalista funciona mejor con división y contrapeso entre los poderes. En tercer lugar, el sistema capitalista necesita mercados. Y los mercados necesitan de un sistema de precios.

Por un lado, el sistema de precios brinda información a los consumidores de la escasez relativa de los bienes para que decidan en forma soberana sus consumos. Por otro lado, los productores, que según Adam Smith buscan su propio interés y consiguen con ello la “riqueza de las naciones”, observan los precios. Cuando estos últimos son altos es una señal de que en el sector particular de la economía (por ejemplo la industria del petróleo y del gas) pueden obtenerse buenas oportunidades de lucro. Es así como el capital fluye en busca de esas ganancias generando inversiones de riesgo.

En forma análoga, podríamos decir que el sistema de precios funciona, en una economía capitalista, como un sistema de “semáforos” que nos suministran información. Sin semáforos quizá se pueda conducir, es cierto, aunque probablemente en una forma más primitiva e ineficiente.   

En el capitalismo moderno, los problemas de precios (posibles abusos) en el sector de infraestructura y energía se suelen resolver mediante políticas explícitas de defensa de la competencia y de regulación económica mediante incentivos, siguiendo procedimientos legales establecidos. Ello las hace impersonales, con el necesario control de pesos y contrapesos que ejercen entre sí los poderes del Estado como forma civilizada de limitar el uso del poder a título personal y arbitrario. 

¿Qué pasó y qué pasa aún con el sistema de precios en el mercado energético argentino?

Usando la analogía de los semáforos, podríamos decir que el Estado rompió el sistema de señales. En el mercado energético argentino, las distorsiones de precios de la energía revelan una “onda verde” para los consumidores, a todas luces ficticia. Por el lado de los productores, las mismas distorsiones de precios producen un desincentivo a atraer nueva inversión al sector, a dejar que se desgasten los activos necesarios para brindar el servicio o a buscar atajos para lograr algo de la rentabilidad por haber hundido altos costos fijos y haber quedado “atrapados sin salida”.

Si las señales no funcionan por decisión del Estado, para evitar el caos, el propio Estado debe poner burócratas (agentes de tránsito) a “dirigir” la economía. Ello implica la necesidad de mucha información, buen comportamiento de esos burócratas y muchos recursos aplicados a la coordinación del sistema.

La decisión de nacionalizar YPF y de obligar a las empresas a invertir o de regular sus costos y precios, expresada por el Decreto 1277/2012, parece también estar enraizada en la concepción económica de algunas de las autoridades gubernamentales. Como se dijo, ese pensamiento descree del funcionamiento del capitalismo competitivo en una democracia republicana y de sus beneficios para el bienestar general, conjugando grados socialmente aceptables de igualdad social y libertad individual. Al mismo tiempo, subestima los costos económicos e informativos de una planificación económica centralizada por el Estado. Como lo muestran importantes ejemplos históricos, suele ser muy difícil compatibilizar la socialización de la inversión y de la vida económica en general con la libertad individual.

Las nuevas reglas regulatorias del mercado energético argentino, tanto en hidrocarburos como en lo anunciado respecto del sector eléctrico, no cambian nada pero vuelven “de iure” lo que era “de facto” en cuanto a la intervención discrecional estatal. El primer resultado es la incertidumbre de los privados que en el corto plazo ahondará la falta de inversión en el sector y motivará mayores acciones políticas intervencionistas para lograr un aumento de la inversión pública. Ello probablemente agudizará los problemas fiscales e incrementará la inflación, por un uso y abuso de mecanismos espurios como la financiación intrasector público (ANSES) y la emisión monetaria (BCRA).

Respecto de las perspectivas para el desarrollo de los recursos de gas y petróleo de formaciones compactas y de esquistos, la propia política energética y la temeridad de sus funcionarios han llevado a que el CEO de YPF tenga que decir que “protegerá” a los inversores que se asocien a la ahora petrolera con mayoría estatal. Uno de los aspectos positivos a analizar es la posible modificación del mecanismo “Gas/Petróleo Plus” para crear un precio diferencial para las nuevas explotaciones. Adicionalmente, a la certidumbre de la mala regulación actual y la incertidumbre del cambio de reglas (para peor) a corto o mediano plazo, se le suman las restricciones derivadas de la situación macroeconómica circularmente explicadas por la incorrecta regulación del sector energético. En un reciente seminario del sector, uno de sus más importantes actores destacó tres de esos aspectos problemáticos, a saber: el control de precios del petróleo y gas por métodos administrativos más que por algún sistema de regulación legal o mediante la referencia del mercado internacional; la incertidumbre sobre la remisión de dividendos al exterior; y el control y limitación incierta sobre las inversiones y los beneficios.

En ese marco, las acciones de YPF en no convencionales, por su importancia (50% del total del área de “Vaca Muerta”) y su posible influencia para cambiar o flexibilizar el marco regulatorio sectorial, están siendo observadas por el resto del Mercado como un “leading case”. En este sentido, el Plan de los 100 días presentado recientemente parece dejar entrever que las principales dificultades para su cumplimiento serán de tipo regulatorias y financieras.   

Asimismo, ya surgieron medidas para mejorar artificialmente y en forma discrecional la posición económico-financiera de YPF como por ejemplo: su designación como agente de compras de GNL (con una remuneración que antes no existía) por convenio con ENARSA, la regulación del mercado de biocombustibles para bajar el costo del corte obligatorio que amenaza con dejar a varios productores de esa industria fuera de juego y los últimos anuncios sobre los cambios regulatorios del mercado eléctrico.

A continuación se analizan los cambios anunciados –aunque aún no concretados en la normativa- de la regulación del sector eléctrico, destacando sus posibles efectos sobre la eficiencia.         

“Nuevas” reglas de regulación para el sector eléctrico

El gobierno nacional se apresta a cambiar las reglas de regulación del sector eléctrico. Las principales aristas del nuevo esquema, según lo publicado en diversos medios de prensa, serían las siguientes:

1.      Se analizará la situación de todas las empresas y habrá un reordenamiento tarifario diferenciado por regiones geográficas.

2.      Las tarifas deberán ser “competitivas” para apuntalar a las industrias y atender la inclusión social de los sectores de bajos recursos.

3.      Los ingresos de las empresas se definirán en función de los costos y los niveles de eficiencia e inversión tecnológica de cada una.

4.      La redistribución incluirá una tasa de “ganancia razonable” que será establecida por la comisión reguladora.

5.      CAMMESA tendrá dos tareas relevantes:

a.      Será la única proveedora de combustibles para las usinas térmicas. YPF se encargará del suministro y la importación de gasoil, fuel-oil y el gas que demanden las generadoras.

b.     Se transformará en una recaudadora integral de todas las operaciones y movimientos comerciales del sistema. Las distribuidoras y transportistas deberían girarle todos sus ingresos y después recibirían las remuneraciones específicas que determine la comisión reguladora, siendo esta última modificación la que supuestamente más reparos y cuestionamientos tendría en la mayoría de las empresas.   

Las “nuevas” reglas se quieren plantear como un cambio de paradigma respecto de los 90’s. Lo único que cambia es el mecanismo formal por el cual se debería realizar la regulación económica. Sin embargo, no cambiaría sustancialmente en relación a lo que se vino haciendo desde 2002 a la fecha período en el cual, la ley 24.065 tuvo en los hechos un “by pass” legal fruto de las sucesivas prórrogas de la ley de emergencia económica (Nº25.561). Prueba de ello son las nunca concretadas Revisiones Tarifarias Integrales en gas y electricidad y el uso y abuso de mecanismos ad-hoc para financiar algunos desequilibrios del sistema. 

En particular, y sobre la base de los anuncios públicos, el cambio del mecanismo formal de regulación -de las etapas que son consideradas monopolios naturales como la distribución y el transporte- consistiría en pasar desde un régimen de precios máximos (conocido popularmente en la jerga por su nombre en inglés: “Price-Cap”) a uno de tasa de retorno (“Rate of Return” o “Cost-Plus”). El Box 1 explica las principales diferencias teóricas entre ambos regímenes regulatorios. 

Box 1. Diferencias entre mecanismos regulatorios

Precios Máximos (Price-Cap):                   Tt = Tt-1*(RPI-X) Siendo: Tt: la tarifa inicial determinada mediante un mecanismo de costo de servicio o tasa de retorno. RPI: (Retail Price Index) un índice de precios, generalmente de un país con moneda fuerte para mantener la riqueza en términos reales a los inversores. X: el factor de eficiencia que descuenta de la tarifa en función de la productividad esperada de la industria y del grado de eficiencia relativa de la empresa. La idea central es que partiendo de que los ingresos totales cubran los costos totales (previo cálculo inicial del costo del servicio) se genere una disminución exógena de la tarifa –mediante una revisión tarifaria periódica, generalmente cada 4 o 5 años- fundada en los incrementos esperados de productividad de la industria y la eficiencia relativa de cada empresa (en la forma de premios y castigos). Ventajas: incentivo a la minimización de costos y ganancias de eficiencia productiva potencialmente trasladables en menor tarifa al usuario. Desventajas: mayor costo de capital propio por mayor riesgo empresario. Tarea central del regulador: auditar calidad del servicio.

Tasa de Retorno (Cost-Plus o Rate of Return):      T = (w.L + r.K + Dk + t) / Q Siendo: T: la tarifa necesaria para cubrir todos los costos del servicio, incluida la remuneración “justa y razonable” determinada por el regulador sobre la base de capital. Q: La cantidad demandada del servicio. w.L: los costos laborales. Dk: las amortizaciones del capital. t: los impuestos. K: la Base de Capital Regulada. r: la tasa de retorno “justa y razonable” definida por el regulador. La idea central es que los ingresos totales cubran los costos totales, incluyendo estos últimos una tasa “justa y razonable” que remunere el uso del capital propio en la industria específica. Ventajas: menor costo de capital propio por menor riesgo empresario (Ingresos siempre cubren costos), potencialmente trasladable en menor tarifa al usuario. Desventajas: no minimización de costos (efecto Averch-Johnson), con uso sesgado hacia el capital. Tarea central del regulador: auditar costos.

Fuente: elaboración propia.

El mecanismo de regulación por tasa de retorno remunera los costos operativos (salariales, insumos, etc.) más una tasa de rentabilidad “justa y razonable” sobre el capital utilizado en la prestación del servicio. Este régimen regulatorio posee problemas teóricos comprobados en la práctica como el efecto Averch-Johnson y la consiguiente pérdida de eficiencia productiva, junto a alguna ventaja en cuanto a la baja del costo de capital. Lo que seguirá incomodando a las autoridades es que la tasa de rentabilidad “justa y razonable” (la que obtendría el mismo capital en similar uso a niveles similares de riesgo) necesariamente requiere mayores ingresos para las empresas que, en algún caso, no cubren siquiera los costos operativos.

Pero la cuestión de fondo es: ¿Cómo harán esas mismas empresas para lograr seguir prestando los servicios y realizar las inversiones necesarias para no tener una “tragedia de once” eléctrica? No quedan muchas alternativas, mal que les pese a los románticos, o bien aumentar las tarifas o bien subsidiarlas con cargo a rentas generales (es decir, a solventarse con impuestos o deuda).

 Ha sido esbozada una tercera alternativa en las reuniones de las autoridades con empresas del sector que consistiría en compensar los beneficios en toda la cadena a nivel vertical (generación, transmisión y distribución) con subsidios cruzados. Ello simplemente sería transformar un mal de pocos en un mal de muchos. Técnicamente, lo único que lograría sería motivar un brutal proceso de fusiones y adquisiciones y deprimir aún más la inversión en las etapas que sobreviven con algún grado de rentabilidad mínimo.  

Ese mayor incentivo (un mero eufemismo en este contexto) a la integración vertical de las empresas,  surgiría si se lleva adelante la obligación de cada empresa de realizar subsidios cruzados entre las distintas etapas de la industria en la que está presente. Un interrogante surge al respecto sobre la futura situación de una firma que esté en una sola de las etapas de la industria como la distribución eléctrica o el transporte y al mismo tiempo esté “sobreviviendo” sin poder cubrir todos sus costos. Como se señaló antes, quizá la idea de las autoridades sea forzar una reestructuración en la industria eléctrica para eliminar todo vestigio de competencia en las etapas aún potencialmente competitivas como la generación.

Una menor tasa de rentabilidad, sumada al riesgo regulatorio y político, motivará poco apetito por arriesgar capital en una empresa de tal magnitud donde los costos fijos relacionados a las inversiones son hundidos (una vez efectuados tienen bajo valor de recupero). Si no hay capital privado que invierta en la industria eléctrica, las inversiones deberán entonces correr por cuenta del Estado. Y el Estado, en definitiva no es la tierra de Jauja donde los recursos son ilimitados. Aquellos son escasos y deben asignarse entre fines alternativos.

Por último, debe destacarse que el mecanismo de tasa de retorno para el sector eléctrico está internacionalmente en retirada y no se aplica ni en Brasil, ni en Uruguay (con distribuidora de electricidad pública), ni en Chile, ni en la mayoría de los países de Europa, ni en Australia. Finalmente, en Estados Unidos, donde el mecanismo surgió, está siendo reemplazado en numerosos Estados por el sistema de precios máximos o algún mecanismo híbrido con menor discrecionalidad.

Parece que quienes diseñan e instrumentan la política energética y de regulación de servicios públicos en Argentina, como en el cuento del genial Fontanarrosa, piensan que “el mundo ha vivido equivocado”. 

Publicado anteriormente en: Carta Energética, Año IV Nº14, Montamat & Asociados, Septiembre 2012.