“Nuevas” reglas de regulación para el sector eléctrico (Septiembre de 2012)

Este es un extracto de un artículo que publiqué en septiembre de 2012 (Carta Energética, Año IV Nº14, Montamat & Asociados) sobre los cambios de ese momento en la política energética, particularmente la eléctrica. El artículo completo está aquí: http://energonomista.blogspot.com.ar/2013/04/la-nueva-politica-energetica-en-por.html

“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”.