“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”. 

Crisis eléctrica: el futuro ya llegó!

Lic. Mauricio E. Roitman

Montamat & Asociados

Estas llamando a un gato con silbidos

el futuro ya llegó!

Llegó como vos no lo esperabas.

Todo un palo, ya lo ves

                  “Todo un palo” (Solari - Beilinson)

Las cosas se hicieron mal en materia eléctrica, los hechos son irrefutables. Y los resultados no fueron los esperados por la gran mayoría de los que durante años creyeron que se podía tener un servicio eléctrico eficiente y abundante pagando tarifas que no cubrían ni los costos de generación, ni los de transporte ni los de distribución. Está claro ahora que, como reza la canción de Los Redonditos de Ricota citada al comienzo “el futuro llegó” y nada bueno trajo con él. ¿Deberíamos sorprendernos?

Quizá el lego se sorprenderá. Pero casi nadie con un mínimo de conocimiento técnico del sector eléctrico podrá aducir sorpresa. Hasta me animaría a calificar a esta crisis como la “crónica de los cortes anunciados”.

Para dimensionar el problema actual, se señala que los cortes llegaron en el primer pico de la crisis, el día martes 17 de diciembre a 75.600 hogares sin electricidad. 60.700 Edesur, 11.400 Edenor y 3.500 Edelap. En los días siguientes se llegó, según cifras extraoficiales, a más de 100.000 usuarios sin servicio.

¿Cuáles son las razones del problema actual?

 1º) Al incrementarse la temperatura y por ende la demanda, se supera la capacidad térmica de las líneas y de la potencia instalada de los transformadores, principalmente en los barrios con instalaciones más antiguas de CABA y GBA. En términos hogareños, el problema es análogo a cuando se enchufa en una sola “zapatilla” más y más artefactos eléctricos. Llega un punto donde, o bien se agranda la sección del cable de aquella, o nos arriesgamos a que el calor destruya ese conductor.

2º) Tarifas en distribución, generación y transporte que no cubren los costos.

Para muestra, sobra un botón: el año pasado se creó por Resolución ENRE 347/2012 un cargo fijo denominado “Monto Fijo para inversiones en infraestructura y mantenimiento” que autorizó a EDENOR y EDESUR a aplicar un monto fijo diferenciado por cada una de las distintas categorías de usuarios. Lo recaudado formó un fideicomiso con el cual no solo las empresas, sobre la base de criterios estrictamente técnicos, sino el gobierno y los intendentes del GBA, definen las inversiones.

En 2013 el costo de generación de energía fue de $828,69 MWh (era $360 en 2008, pero acá no hay inflación) mientras que el precio mayorista autorizado por CAMMESA mediante un sistema que supone oferta suficiente de gas para generación, vaya a saber uno el porqué, es de $120 MWh. El resto se cubre con subsidios (Cercanos a los 80.000 millones de pesos en 2013 para el sector energético). Esa es una de las razones por las cuales ningún privado invierte en generación. Nadie quiere ser rehén de los subsidios del Estado. Desde el 2003, la inversión en generación eléctrica fue casi exclusivamente estatal o privada “compulsiva”. Desde 2007 a 2012 se incorporaron 7.623MW mientras que en 2013 solo 101,6MW. Ahí comienzan a aparecer los problemas que produce el creciente déficit fiscal sobre las inversiones en el sector eléctrico.

Según el Observatorio Económico del IAE “Gral. Mosconi”, se observa que en los ejercicios 2010, 2011 y 2012 las empresas Edesur, Edenor y Edelap (ahora bajo la órbita de la provincia de Buenos Aires) tuvieron resultados negativos, a valor constante. En 2013, hubo una mejora “cosmética” de los resultados de Edenor y Edesur como consecuencia de la Res. SE Nº 250/13 (Mecanismo de Monitoreo de Costos) para el período 2007-2013. Por dicha resolución, se le reconocieron como ingresos 2.212,6 millones de pesos a EDENOR y 2.025,9 millones de pesos a EDESUR, en el 2do trimestre del año 2013 al solo efecto contable de evitar que tengan patrimonio netos negativos. Ese reconocimiento no mejoró la caja de las compañías para realizar tareas operativas de mantenimiento e inversiones.

3º) Generación al límite, casi sin reserva de potencia, con crecimiento de la demanda acelerado, y casi sin incorporación de nuevo parque generador en 2013. Algunos detalles dan cuenta de la característica de la situación:

El martes 17 de diciembre del corriente se produjo un récord de demanda de potencia con 23.794 MW a las 14:20hs con una temperatura promedio en GBA y Litoral de 35,5ºC, una reserva rotante de 800MW y una reserva térmica de 62 MW. Ello es una muestra de la fragilidad del sistema. Si ese día hubiera salido de funcionamiento una central importante o una línea de transporte de alta tensión hubiera sufrido un inconveniente, podría haberse producido un apagón generalizado.

En lo que hace al parque generador propiamente dicho, Central Puerto no está a plena capacidad por retrasos en trabajos de mantenimientos, la central nuclear Embalse trabaja a menor régimen para no "gastar" el plazo que dio la IAEA (Agencia Internacional de la Energía Atómica) de 180 días para que salga de servicio mientras que Atucha II (que iba a compensar la salida de Embalse) no entra este año a generar porque tuvo fallas en las primeras pruebas y con mucha suerte entrará en funcionamiento en el segundo semestre de 2014, con más de dos años de atraso. Podría denominarlo, la “planificación sin plan”.

4º) Deterioro institucional del organismo de control (ENRE) e incumplimiento de acuerdos.

El ENRE pose nombrados tres de los cinco directores que debería tener, ninguno de los cuales fue seleccionado por concurso como marca la ley. En los últimos años el ENRE vivió un creciente proceso de politización y con la consiguiente pérdida de relevancia en las decisiones de sus valiosísimos cuadros técnicos.

Asimismo, la ley de emergencia económica Nº25.561 continua vigente (fue prorrogada nuevamente por Ley Nº26.896 hasta el 31/12/2015) y permite al gobierno continuar “renegociando” los términos contractuales y tarifarios de los contratos con las empresas distribuidoras. Ello pone en duda la aplicación del marco regulatorio impuesto por la ley 24.065 mientras esa incertidumbre contractual esté vigente. En simples palabras, todo acuerdo entre el gobierno y las empresas de distribución fue y es un arreglo ad-hoc con resoluciones que intentaron compensar de algún modo la no realización de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que el marco regulatorio exigía. Como las empresas tenían patrimonios netos y resultados negativos (Edenor, Edesur y Edelap) y fueron compensadas parcialmente con subsidios, sería un contrasentido “multarlas” para que deban pedir más subsidios para la operación o para el pago de las multas.   

La propia Edesur, hoy virtualmente intervenida por el gobierno nacional, en su Memoria y Balance 2012 decía: “La Resolución ENRE Nº324/08 constituyó, además, el final del congelamiento de tarifas que regían desde 2002, para los clientes residenciales de más altos consumos. No obstante, el ENRE ha omitido hasta la fecha destinar semestralmente al servicio los aumentos de la tarifa que se correspondieran con las variaciones sustanciales que desde 2007 se dan en los costos de EDESUR” (P. 7)

5º) Deterioro de la calidad del servicio

Con el crecimiento de la generación térmica y del consumo de combustibles líquidos, también creció la ineficiencia del parque térmico global. Esta observación se desprende del indicador CESPE (consumo específico medio) que mide la relación, kilocaloría por kilowatt hora generado, y es un indicador de la eficiencia en el uso de combustibles para la generación. Hacia fines del año 2001 el CESPE rondaba los 1.600 kcal/kWh, en la actualidad se encuentra en 2.000 kcal/kWh promedio. Ello impacta directamente sobre el incremento del costo de generación. Por su parte, la indisponibilidad del parque térmico pasó de 26,8% en 2011, 26% en 2012 a 29,4% en 2013. Para dar una referencia, en 1993 era de 41,2%, 23,2% en 1997 y 21,7% en 2002.

Los cortes del servicio eléctrico se incrementaron 25% entre 2008 y 2013. En 2008 las interrupciones del servicio fueron 5,71 siendo en promedio de 13 horas, mientras que en 2013 aumentaron a 7,13 con un promedio de 26 horas. Demás está decir que estos datos dejaron de publicarse en el ENRE desde hace tiempo.

Un análisis contrafáctico

Otra forma de encarar la discusión “problemas de generación versus problemas de distribución” que se está planteando es mediante el análisis contrafáctico.

Si no hubiera cortes “preventivos” por saturación de las redes de distribución, la demanda de potencia hubiera crecido más y como no hay reserva de potencia se cortaría el servicio por insuficiencia de generación.

Si se aumentaran tarifas el gasto en subsidios sería mucho menor, la demanda residencial no crecería tan abruptamente y el impacto en las economías hogareñas no sería de una magnitud tan importante  por efecto de incentivos a la eficiencia energética (compra de artefactos más eficientes y elasticidad precio de la  demanda). El gasto de los hogares en electricidad (11%) y gas (7%) es mucho menor a transporte (60%) pero el gasto fiscal en subsidios es 36% y 29% respectivamente para los dos primeros.

En 2013 el costo de generación de energía fue de $828,69 MWh ($360 en 2008…pero acá no hay inflación) mientras que el precio mayorista autorizado por CAMMESA es de $120 MWh. Este incremento del costo de la generación tiene dos componentes: inflación e ineficiencia cada vez mayor del parque generador (por menor eficiencia de máquinas incorporadas y/o mayor uso de combustibles líquidos más caros, como se explicó anteriormente). Ese mismo incremento, pega en las finanzas de las empresas distribuidoras, haciendo que, aún en provincias con tarifas más altas (Córdoba y Santa  Fe) aquellas tengan problemas para hacer las inversiones necesarias para sostener el crecimiento de la demanda. 

¿El responsable es el gobierno o las empresas distribuidoras?

Ambos. Pero el responsable final y principal es el gobierno en cuánto autoridad concedente del servicio, regulador del mismo y gerenciador de facto del mercado mayorista a través de CAMMESA.

Muchos abogan en la coyuntura por soluciones mágicas como la estatización de las distribuidoras. Sin embargo, no parece haber aquí un problema de malos incentivos por ser los operadores privados. Un contraejemplo es AYSA, la prestadora de agua potable y cloacas de CABA y GBA que fue quitada de las manos de una empresa privada el 21 de marzo de 2006 y actualmente es gestionada por el sindicato del sector. ¿Cuál fue el resultado? La tarifa de la empresa cubre menos del 20% de los costos operativos mientras que al mismo tiempo recibe una cifra cercana a los 6.000 millones de pesos anuales de subsidio. En otros términos, $284 por mes para cada una de las 1.761.854 conexiones de agua que posee. Es decir, implícitamente (mediante mayor presión impositiva) estamos pagando una factura de agua varias veces que la que recibimos en forma explícita por el servicio.

Perspectivas y posibles caminos de solución

El problema se va a extender a todos los días de calor hasta año nuevo. En enero y febrero podrá mejorar gradualmente la situación de emergencia en la zona metropolitana de Buenos Aires pero los problemas se trasladarán a la costa atlántica, con inconvenientes propios en materia de transporte y distribución. 

En CAMMESA existe preocupación sobre la situación futura en marzo y en el invierno próximo en CABA y GBA.

En definitiva, es la falla de un sistema al que llevaron al límite de fragilidad por la falta de inversión y de incentivos correctos en generación, transporte y distribución. 

Las soluciones pasan por hacer cumplir el marco regulatorio existente, en términos de exigencias de calidad del servicio e inversiones, pero también en corregir los desfasajes tarifarios, con mecanismos de tarifa social.

Una política adicional y de primer orden es la de eficiencia energética, una parte inducida por tarifas más elevadas pero otra parte por obligaciones de estándares como los etiquetados de electrodomésticos con requisitos mínimos para su venta en el mercado.

Otras alternativas son las tarifas horarias (variables entre picos y valles) para el usuario residencial pero implica el cambio de medidores. La generación distribuida (por ejemplo con paneles solares edificios) es un camino que debemos transitar gradualmente con cambios en la legislación nacional y local.

Adicionalmente, el uso de energía solar-térmica (calefones solares) y las modificaciones al código de edificación para que las construcciones nuevas posean mejores asilamientos térmicos también pueden contribuir marginalmente, entre muchas otras medidas urgentes de ahorro en todo el sector energético y de transporte (consumidor de combustibles líquidos).

A corto plazo, el manejo de la demanda con precios e incentivos será clave para mitigar la crisis hasta que las correcciones de política energética de largo plazo puedan incrementar la oferta de energía. 

Eso sí, siempre y cuando no sigamos llamando al gato con silbidos.  

El gobierno reconoció (forzosamente) el error del Decreto 1277

El lunes 15 de julio el gobierno nacional reconoció el error que constituyó el Decreto 1277 del año 2012 creando el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos mediante el Decreto 929.  

La nueva norma otorga beneficios que consisten en la exportación sin retenciones del 20% de la producción luego de transcurridos cinco años, con libre disponibilidad de divisas. Exige el requisito de que los titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación y/o sus asociados presenten un plan de inversión no inferior a U$S 1.000.000.000 en un período de cinco años. Los beneficios se mantienen aun si la producción no alcanza a cubrir las necesidades de abastecimiento interno.

El nuevo Decreto da lugar a varias controversias.

En primer lugar, en el artículo 13 podría interpretarse que el PEN se arroga facultades relacionadas al ejercicio del dominio originario de los recursos correspondiente a las provincias, dándole a los sujetos incluidos en el régimen el derecho a solicitar una concesión y al mismo tiempo indica (¿A las provincias?) que aquella "se otorgará" sin más. Ello parece excluir la posibilidad de que las provincias puedan denegar dicha solicitud.

En segundo lugar, las provincias hidrocarburíferas deben ser conscientes que, dada la necesidad de un uso más intensivo del capital de las explotaciones no convencionales va a producirse una concentración de empresas, proveedores de servicios, equipos de perforación, demanda de recursos humanos en la/s provincia/s con mayor productividad potencial, mejor infraestructura de servicios, mejor logística y, en definitiva, menores costos de exploración y explotación. Ello no necesariamente es algo malo en un contexto de un país federal con provincias compitiendo por inversiones crecientes. Sin embargo, si la inversión no crece lo que ocurrirá es una reasignación de capital a nivel interno donde va a haber ganadoras y perdedoras. Un ejemplo que ya se está dando es el traslado de equipos de perforación de una cuenca a otra.

En tercer lugar, tampoco el nuevo régimen soluciona el problema de la incertidumbre de precios y del entorno macroeconómico argentino. Nadie puede estar seguro, en el caso del gas, de poder acceder al precio de US$7,5 en boca de pozo.

En cuarto lugar, si hubo tanto celo en defender la propiedad del recurso que hasta se llegó a la expropiación sin indemnización correspondiente, no se comprende por qué el nuevo Decreto sugiere a las provincias otorgar concesiones en el no convencional a 25 años con opción a 10 años más sin realizar procesos licitatorios competitivos y abiertos para valuar, mediante ese mecanismo de subasta, el potencial del área. Quizá sea esa una de las “ventajas de mover primero” que obtendrá Chevron por arriesgarse a invertir en un país con una política energética discrecional y errática y una macroeconomía que no ofrece mayores certidumbres.

En quinto lugar, resulta al menos cuestionable que ni el gobierno nacional ni las autoridades de la Comisión Nacional de Valores, otrora impulsores de la recientemente promulgada ley 26.831 de reforma del mercado de capitales no se haya preocupado porque YPF S.A. firmó un acuerdo con la empresa Chevron cuyos términos afirmaban desconocer algunos de sus más importantes accionistas minoritarios, las provincias hidrocarburíferas, las cuales poseen representantes en el Directorio. Especialmente, porque algunos de los argumentos utilizados para reformar la antigua ley fue la protección e información al accionista minoritario.        

Por último, el nuevo Decreto da beneficios negados a otras empresas privadas con anterioridad y que fueron derogados como normativa general por el artículo 1º del Decreto Nº1277 del año pasado.  

El nuevo Decreto parece dejar claro que el problema no está en la propiedad de las empresas sino en las reglas y en los incentivos económicos de la política energética. Ello se comprueba contrastando uno de los beneficios más importantes que otorga, que es darle a las empresas el precio internacional al 20% de su producción, con los supuestos beneficios de separar los precios internos de los internacionales que esta administración se pasó diez años subrayando como un logro. Está claro que este Decreto reconoce el error de otro Decreto anterior, el Nº1277 del 2012. 

En resumen, el Decreto 929 viene a borrar con el codo lo que esta misma administración escribió hace menos de un año con la mano mediante el Decreto 1277. No obstante, quizá sea una buena oportunidad para que el gobierno comience a enmendar errores del pasado, por ejemplo abriendo la discusión en el Congreso Nacional de una ley de hidrocarburos moderna que le de al mercado energético argentino reglas ciertas y estables emanadas de un necesario consenso político, construido sobre pilares de racionalidad económica. 

Esquemas de incentivos económicos para el desarrollo

de fuentes renovables de energía

A grandes rasgos existen dos principales mecanismos de incentivo al incremento de producción de energía renovable. Por un lado, el mecanismo de competencia o basado en cuotas (ej.: Non-Fossil Fuel Obligation –N.F.F.O.- en el Reino Unido o la actual Renewable Obligation –R.O.-)[1]. Por otro lado, el sistema de pagos de primas pre-determinadas conocido como “feed in tariffs” (Ej.: Erneuerbare Energien Gesetz –E.E.G.- en Alemania y mecanismos similares en España y Brasil).

En opinión de Mitchell, Bauknecht y Connor (2006)[2], la diferencia fundamental entre ambos sistemas radica en cómo cada uno de ellos reduce el riesgo de los generadores/productores. Analizando tres tipos particulares de riesgo (de precio, de volumen y de balance), concluyen que el sistema alemán (E.E.G.) es más efectivo para incrementar la porción de energía renovable que el sistema inglés (R.O.) porque reduce el riesgo de los generadores en una forma más efectiva y ello hace bajar el costo de capital.

Al respecto, Langniss (1999, p. 112)[3] afirma que “en la política de desarrollo, la mitigación del riesgo es ciertamente una alternativa a incrementar el nivel de compensación” (traducción propia).

Sin embargo, los actuales problemas del sistema de primas o feed in tariff aplicado en España llevan al menos a un cuestionamiento del costo relativo del sistema cuando baja la actividad económica a nivel internacional y con ello el precio del petróleo crudo. En ese escenario, las renovables nacionales se vuelven muy caras en términos relativos con energías convencionales y el creciente peso fiscal de los subsidios necesarios para su mantenimiento se hace más evidente.

En defensa de los mecanismos de incentivos a renovables, algunos especialistas argumentan que aunque los sistemas feed-in tariffs podría aún no ser eficientes a corto plazo, si proveen los incentivos correctos (bien diseñados) para el largo plazo, estabilidad y recursos para la innovación. Un camino intermedio podría ser el uso de un mecanismo de feed in tariffs decreciente y transitorio, análogo en su base teórica a los incentivos económicos a las industrias “nacientes” o infantes.

Política regulatoria, incentivos fiscales y financiamiento público a las energías renovables: la experiencia de diversos países[4]

El programa brasilero PROINFA (Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica) es uno de los más importantes de la región latinoamericana por su dimensión de recursos. Con fecha de comienzo en 2002, este programa descansa principalmente en la generación eléctrica renovable. Al respecto, la empresa nacional de energía eléctrica brasilera, Electrobras, garantiza a los proyectos la compra de hasta un 70% de la energía generada en un contrato de 20 años. Asimismo, el BNDES ha lanzado líneas especiales de crédito que llegan a financiar hasta el 70% de los proyectos de energía renovables.

Adicionalmente, un régimen fiscal especial se aplicará en Brasil para los productores e importadores de biodiesel. Los productores y los importadores tienen dos diferentes programas: el Programa de Integración Social (Programa de Integração Social o PIS) y la Contribución a la Caja de Seguro Social (Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social o COFINS). Ambos programas ofrecen reducciones significativas de apoyo al desarrollo de la industria de biodiesel.

Finalmente, es ya considerable la experiencia de Brasil en la promoción de la producción y utilización del etanol de caña de azúcar, programa que surgió como respuesta a las crisis de abastecimiento de combustibles y macroeconómicas –teniendo en cuenta su posición de importador neto de petróleo en ese entonces- que produjeron los incrementos del precio del petróleo crudo en los años ’70.   

En Argentina, un soporte de inversiones y subvenciones está disponible para las fuentes de energía renovables a través de diversas normas legales como la ley Nº26.190/2006 (Régimen de Fomento Nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinada a la producción de energía eléctrica) y su reglamentación mediante Decreto 562/2009. Otra normativa relativa a la promoción de energías renovables ha sido la Resolución 712/2009 (Secretaría de Energía) que habilitó la realización de Contratos de Abastecimiento entre el Mercado Eléctrico Mayorista y ofertas de disponibilidad de generación y energía asociada presentadas por parte de ENARSA, la Resolución 108/2011 (Secretaría de Energía) que habilitó la realización de contratos de abastecimiento entre el mercado eléctrico mayorista y ofertas de disponibilidad de generación y energía asociada, la Resolución Conjunta 572/2011 y 172/2011 ( Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios y Ministerio de Economía y Finanzas Públicas) que  aprobó el Procedimiento para la presentación y selección de proyectos del Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica y por último, la Resolución 280/2008 (Secretaria de Energía) que habilitó la incorporación al MEM de centrales menores de 2 MW de potencia instalada,  originariamente lanzada para PAH y luego ampliada a todas las fuentes renovables.

También existen programas de incentivos impositivos, basados particularmente en reembolsos anticipados del IVA para los bienes depreciables nuevos (excepto automóviles) incluidos proyectos de energía renovables, amortización acelerada de bienes de capital adquiridos a los efectos del cálculo del impuesto a las ganancias (Ley Nº26.130) y exclusión del cálculo del impuesto a la ganancia mínima presunta. Además, los productores de biocombustibles no estarán sujetos al impuesto sobre la infraestructura hídrica, el impuesto sobre los combustibles líquidos y el impuesto sobre el gasóleo para la cantidad de combustible que se comercializa en el territorio nacional. El objetivo es alcanzar una contribución de las fuentes de energía renovable equivalente al 8 por ciento del total del consumo nacional de energía eléctrica dentro de un plazo de 10 años, a partir de 2006. Obligaciones de cuota también incluye el uso de combustible fósil mezclado con al menos un 5 por ciento de biocombustibles, incluyendo el biodiesel y el bioetanol.

En los hechos, los programas de incentivos a la generación de energía renovable solo comienza a tener efecto a partir de la licitación de 1015 MW del GENREN en 2009, con una alta participación de proyectos de generación eólica. 

En Alemania, existen primas (feed-in tariffs) que se pagan a los productores de energía eólica, solar, geotérmica, gas metano y generación hidroeléctrica. El instrumento legal clave es la Ley federal de las Energías Renovables (Erneuerbare Energien Gesetz –E.E.G.). Esta fija un precio mínimo con obligación de compra de Energías Renovables por parte del operador de la red eléctrica que suele ir decayendo temporalmente, a la manera de un régimen de precio máximo en la regulación de servicios públicos, como incentivo a la eficiencia. El banco estatal KfW ofrece diversos subsidios y programas de apoyo para energías renovables y para promover  la eficiencia energética y la protección ambiental de las empresas, la vivienda, la modernización de su casa, y la reducción de las emisiones de carbono. Actualmente Alemania es el tercer país en orden de capacidad instalada en energía eólica y es el país pionero en biocombustibles y tecnología en base al hidrógeno.

La legislación española se ha inspirado en la Alemana. Dicha legislación, de forma similar a la alemana, ofrece un premio o prima sobre el precio de mercado de la energía que incentiva las instalaciones de generación de electricidad que operan sobre la base de fuentes renovables.  Las tarifas que provienen de este tipo de instalaciones, reciben un subsidio que al menos duplica el valor de las tarifas de fuentes tradicionales y hasta llegan a cuadruplicarlas. Debido a la crisis económica actual de España, el sistema está siendo revisado por su costo fiscal. 

En el Reino Unido, hay un sistema obligatorio de utilización de energías renovables. Esto requiere que los proveedores de electricidad brinden un determinado porcentaje de electricidad procedente de fuentes renovables (objetivo del 15 por ciento en 2020). Generadores renovables reciben Certificados de Obligación Renovable (ROC, en inglés) por cada MWh de electricidad generada, y estos ROCs puedan comercializarse independientemente de la electricidad generada.  Existe un mecanismo de bandas ROC mediante el cual las diferentes tecnologías de electricidad renovables reciben distintos niveles de apoyo de acuerdo a su madurez tecnológica y costos normalizados. El proveedor que no obtiene suficientes ROCs en  un año tiene que comprarlos. Se han comenzado a aplicar feed-in tariff para algunas fuentes energéticas como la solar.

En el Cuadro Nº1 se compara la política regulatoria, los incentivos fiscales y el financiamiento público utilizado respecto a energías renovables en Alemania, Argentina, Brasil, España y Reino Unido.

Cuadro 1: Política Regulatoria, Incentivos Fiscales y Financiamiento público en Alemania, Argentina, Brasil, España y Reino Unido.

Política Regulatoria		Alemania	Argentina	Brasil	España	Inglaterra
	Feed-in tariff	X	X	X	X
	Cuota obligatoria de servicios eléctricos/CER*					X
	Obligaciones en biocombustibles	X	X	X	X	X
	Obligaciones/mandatos de calor	X			X
	Créditos transables de energía renovable					X
Incentivos Fiscales	Subsidios al capital, subvenciones y reembolsos	X	X		Algunos Estados sub-nacionales
	Inversión o producción de créditos impositivos	X	X		X
	Reducción en las ventas, energía, CO2, IVA u otros impuestos	X	X	X	X	X
	Pagos a la producción de energía		X			X
Financia-miento público	Inversión pública, subvenciones y préstamos	X	X	X	X	X
	Licitaciones públicas		X	X

Fuente: elaboración propia sobre la base de KPMG Internacional (2012). *Créditos Comerciables de Energías Renovables.

Propuestas para el incentivo de las energías renovables en Argentina

Existen diversos trabajos especializados que proponen diversos caminos para el logro de una matriz energética más diversificada para Argentina, con eje en las energías renovables.

Al respecto, el Grupo Ambiente y Energía de la Facultad de Ingeniería de la UBA (GEA-UBA)[5], subraya la importancia de la promoción de proyectos en base a biomasa, remarcando su ventaja económica sobre la generación eólica. Además, la generación en base a biomasa es más trabajo intensiva durante la fase de operación de la central, la tecnología para su operación podría fabricarse en el país, no requiere de mayores inversiones en la red de transporte y permite evitar impactos ambientales negativos fruto de la emisión de metano. A su vez, se destaca que los proyectos hidroeléctricos deberían ser desarrollados a partir de un programa estatal, debido a la imposibilidad práctica que tienen los privados para impulsarlos. Promover la eficiencia energética y la promoción de aquellos proyectos renovables que requieran la mínima ayuda para hacerse viables económicamente (y no a cualquier tipo de proyecto renovable) son dos conceptos claves en el desarrollo e incentivo de las energías renovables, según la perspectiva de este grupo de investigación.

Lobaiza, Margaretic y otros (2009)[6] también remarcan la importancia de establecer incentivos fiscales, en este caso para construir una oferta permanente de biocombustibles que se ajusten a un estándar de calidad óptimo.

La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la república Argentina (AGEERA)[7] considera que la financiación de proyectos para el planeamiento y la participación privada es central para avanzar en el desarrollo de este tipo de energías. El BNDES en Brasil ha financiado proyectos de este tipo con líneas especiales de créditos, llegando a financiar hasta el 70 % de los mismos. Además, los incentivos vía subvenciones y desgravaciones fiscales han sido muy útiles para promover energías renovables en países como Alemania.

El problema del financiamiento también es destacado por el presidente de IMPSA, Enrique Pescarmona,  quien subraya que en Uruguay y Brasil los proyectos de su compañía consiguen financiamiento de 5.5%, mientras que en Argentina se consiguen al 12%[8].

La Cámara Argentina de Energías Renovables, CADER[9], propone investigar y proyectar sobre algunos puntos que se han simplificado o no se han tenido en cuenta para los análisis de desarrollo e inversión. Los puntos principales a tener en cuenta son el transporte, la integración regional, el uso de los recursos, el impacto en la productividad/políticas industriales, la internacionalización de externalidades y la consideración del costo de descentralización.

El Foro de Ecología Política (FEP)[10], sugiere eliminar los subsidios al uso intensivo de electricidad, como ocurre en la producción de aluminio. Además, subraya la importancia de la “inversión en plantas piloto y de demostración en solar de concentración con almacenamiento y en otras tecnologías de almacenamiento eléctrico” que debiera actuar como reaseguro en el largo plazo.

Lobaiza, Margaretic y otros (2009)[11] destacan que existen dos fuentes de energía limpia que pueden suplir la alta dependencia de los combustibles fósiles, a saber, la hidroeléctrica y la nuclear. En este sentido, sugieren culminar la obra de Yacyretá y de Atucha II, potenciar el desarrollo de nuevos proyectos nucleares de menor escala, e hidroeléctricos como Garabí, Corpus o el aprovechamiento sobre el río Santa Cruz. Por otro lado, la capacidad de producir energía a partir de fuentes eólicas es tres veces superior a la de producir energía utilizando el agua. Por esto, los autores destacan la importancia en la construcción de granjas y parques eólicos, sobre todo en los corredores de viento de San Juan, Córdoba, La Rioja, y, fundamentalmente, en la Patagonia.

Por último, pero de fundamental importancia es la sugerencia del Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía (CACME)[12] que subraya que la intervención del gobierno en el mercado energético para incentivar el uso de energías renovables debe ser lo más neutral posible respecto de las tecnologías y tipos de energías renovables a promover, junto con la estabilidad de los marcos legales y regulatorios en el tiempo.

Una estrategia que incluya una alianza entre el sector privado y el público constituye la mejor opción para franquear las barreras que el financiamiento impone a esta clase de proyectos. Es menester del Estado participar asegurando las reglas de juego, y del sector privado aportando la inversión.

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[1] Para más detalles ver: Mitchell, C., The England and Wales non-fossil fuel obligation: history and lessons, Annual Review of Energy and the Environment 25, 2000, pp. 285–312.

[2] Mitchell, C., Bauknecht, D., Connor, P.M., Effectiveness through risk reduction: a comparison of the renewable obligation in England and Wales and the feed-in system in Germany, Energy Policy 34 (2006) 297–305.

[3] Langniss, O. (Ed.), Financing Renewable Energy Systems. D.L.R., Stuttgart, 1999.

[4] Para más detalles, ver Scheimberg S. Op cit; Taxes and incentives for renewable energy, KPMG Internacional, 2012; Mitchell C. y otros, Effectiveness through risk reduction: a comparison of the renewable obligation in England and Wales and the feed-in system in Germany, Energy Police, 2006.

[5] Op. Cit., p. 37

[6] Plan de Energía Sustentable, Lobaiza L., Margaretic P y otros, ANCE-UADE (2009) p.120.

[7] Op. Cit p.  38

[8] Hecho en Argentina, número 48, Junio 2012, Entrevista a Entique Pescarmona y Alberto Calsiano, p. 66

[9] Op. Cit, p. 39

[10] Op. Cit, p.40

[11] Op. Cit, p.120.

[12] Fernández, R. (Coordinador), Plataforma Escenarios Energéticos Argentina 2030 – Informe de síntesis: aportes para un debate nacional, Fundación AVINA Argentina, CEARE, FARN, ITBA, 2012, p. 36.