Una mirada sobre el Mercado Eléctrico Argentino

Los últimos 30 años: privatización, caída de la convertibilidad, incumplimiento de los contratos. El futuro y la oportunidad derivada del desafío ambiental.

■ Las reformas hacia la desintegración vertical, la privatización y la formación de precios en el mercado mayorista a partir de Costos Marginales de Corto Plazo (CMCP) se pusieron en marcha en Chile en 1985, en UK en 1988, en Argentina en 1991 y luego en decenas de países.

Esta transformación impulsó la llegada a nuestro país de 23 inversores de las naciones más desarrolladas y una renovación tecnológica y reducción de costos en generación.También se desreguló y privatizó el transporte y se dio en concesión y se puso en competencia a largo Plazo(Cada 5 años) la Distribución de energía eléctrica.

Bancos y Consultoras afirmaban que se atraería un nivel de inversiones superior al de cualquier otro país, porque no había otras naciones que hubieran desregulado, privatizado y puesto en competencia el Gas y la Energía Eléctrica en forma simultánea.

■ Pero en Chile, UK y Argentina se había introducido una dificultad regulatoria inicial al establecer como mecanismo de formación de precios los CMCP en vez de a Largo Plazo, tal como durante los años ‘80había aconsejado el Banco Mundial.

Por esa razón, en 1998 se decidieron en Argentina las dos últimas inversiones privadas en ciclos combinados. Los inversores advirtieron que el uso de CMCP en un mercado que debe tener reservas, (Excedentes de Capacidad) solo podían conducir a un oligopolio, ‒penado por la ley‒, o a precios mayoristas de 22 o 23 US$/MWh, los que no permitían cubrir los Costos.

En 2005 Chile resolvió este problema con la “Ley Corta”, obligando a los distribuidores a comprar el 100% desu Demanda de Energía Mayorista con contratos a 15 o 20 años de plazo y a que el total de la demanda previsible debería estar cubierta por contratos adjudicados no menos de 4 años antes, para asegurar el ingreso de nuevos inversores.

Perú copió esa regulación y en 2010, UK y otras naciones comenzaron a revertir la formación de precios con CMCP, excepto para el despacho de máquinas y transacciones en el mercado spot.

■ En 2001, al elevarse el spot muy por encima de las tarifas autorizadas a las Utilities, se produjo una crisis en California que obligó a ese Estado a pagar 22.000 mill US$ a las Empresas Eléctricas involucradas para evitar su quiebra. En 2005, 12 estados de 17 habían retrocedido en las reformas iniciadas en EEUU.

También en 2005, todos los Reguladores Europeos coincidieron en Londres que el mercado Spot no podía funcionar salvo con un Oligopolio o con un elevado Capacity Payment. A fines de ese año 2001, Argentina enfrentó una crisis macroeconómica que arrastró consigo el modelo de convertibilidad y también condujo a un progresivo incumplimiento de las regulaciones del mercado de energía.

Las Empresas se convirtieron en no rentables y ello condujo a inversiones insuficientes y la salida de 21 de los 23 inversores iniciales. El Estado subsidió inversiones y costos operativos,pero no cedió ningún porcentaje de los más de 20 impuestos aplicados a la cadena de valor y se apropió de los ingresos variables de los generadores (Hidráulicos),congelando además las tarifas y tornando negativa la rentabilidad de toda la industria.

El impacto no previsto del cambio climático
Simultáneamente con los problemas económicos originados al intentar introducir competencia y reducir los precios de la energía utilizando CMCP, primero los técnicos y luego la opinión pública, comenzaron a hacerse eco de la participación de la Generación Eléctrica en el calentamiento global, tema que surgió hace sólo tres décadas, debiendo destacarse que el incremento de emisiones por encima de la capacidad de absorberlas por la vegetación y los Océanos,(Soluciones Basadas en la Naturaleza, SBN), y el agregado anual al stock de GEI (Gases de efecto Invernadero) en la atmósfera debido a esa incapacidad de captura de la naturaleza, comenzaron a crecer con intensidad hace no más de 60 años y representan hoy, con 20 Gtn/año, el 2,5% de las Emisiones Totales anuales (Naturales + antropogénicas, -o sea las producidas por el hombre-).

La alternativa para reducir estas emisiones a los niveles previos al inicio de la era industrial y evitar un calentamiento global que supere 1,5 °C respecto de esa base, es reducir estas emisiones en exceso, las que, aunque reducidas, siguen incrementando el stock de GEI en la atmósfera, Stock que ya supera las emisiones de un año (800 Gtn) y causa el efecto invernadero que incrementa la temperatura y afecta el clima en la superficie de la tierra.

El enfoque global para la solución simultánea de estos problemas
La forma con el cual Argentina puede anular sus emisiones netas de CO2, antes incluso del plazo fijado para 2050 y simultáneamente no tener un incremento del precio de la energía significativo, pero si suficiente, surge de aprovechar sus ventajas comparativas: el Gas y las SBN.

Al analizar media docena de alternativas Tecnológicas para reducir las Emisiones de CO2 durante la Transición al 2050, en un reciente trabajo del CAI y la ANI, la alternativa más eficiente parecería incorporar,‒en los contratos de largo plazo con los cuales deberían comprar su energía los Distribuidores‒,la obligación de los oferentes de reducir el volumen de emisiones cada año en la misma proporción a la que se ha comprometido Argentina hasta alcanzar “Net Zero 2050”. Y el menor costo surge de usar Gas y SBN, pero dando a todo Oferente libertad para decidir su propio Mix de Tecnologías.

Además, sería conveniente para impulsar Inversiones, una regulación que asegure, -en lo posible con apoyo del Banco Mundial u otro organismo Multilateral- ,que Argentina cumplirá las condiciones habituales de seguridad jurídica si se invierte en Generación sin emisiones (Con cualquiera de las Tecnologías).Esto hace necesario un Marco Regulador que atraiga ofertas de energía mayorista a largo Plazo y con emisiones decrecientes.

Y para ello la alternativa más competitiva sería, el uso de gas natural y la captura por medio de SBN (Forestación, pasturas y mayor siembra), de las emisiones producidas cuando el Gas se quema en una turbina para producir Energía eléctrica, Trabajo Mecánico o Calor.

En síntesis, estamos proponiendo evaluar como alternativa más eficiente
• La contratación obligatoria, y a Largo Plazo, del total de “Energía Firme” que necesita cada integrante de la Demanda (Distribuidores y Grandes Clientes), cumpliendo con la ley vigente en cuanto a la penalización de la ENS. (Energía no Suministrada).

• Con licitaciones anticipadas 3 o 4 años para asegurar un mercado “contestable”y con tratamiento impositivo, crediticio y Regulatorio igual para todas las tecnologías.

Contrataciones efectuadas en el marco de un “Mercado Contestable” (en el sentido establecido por William Baumol). Implica ausencia de Costos de entrada y salida y por ello nueva competencia adicional a los inversores ya presentes, debiendo respetar el ganador de lalicitación (con fuertes penalidades por incumplimiento) los porcentajes y el “Timing” de la convergencia comprometida por Argentina hacia Net Zero 2050.

• Un aspecto central, es dar libertad al oferente para que, en esas licitaciones obligatorias y abiertas, pueda seleccionar el mix de tecnologías renovables, convencionales y de equipos de Reserva y/o Baterías que necesite para ser “Firme”.

El mismo criterio se debe aplicar a la potencia que se siga incorporando en función de los incrementos de demanda. Esta libertad daría origen a innovaciones tecnológicas y ha sido expresada en las conclusiones del Congreso Mundial de Energía del WEC realizado en 2010 en Montreal: “……en cuanto a la Matriz Energética, las Tecnologías ganadoras deben ser seleccionadas por el Mercado y no por el Estado ………”.

• Es fundamental mantener y aplicar la regulación de 1992 con respecto a la apertura a la competencia en Distribución en períodos de cinco años. No afecta al Inversor eficiente.

• El transporte en A.T. debería ser construido y/o remunerado por quien lo utiliza. Este criterio ya está en la ley del sector y podría ser complementado por derechos financieros.

• Los impuestos, que representan hoy el 60% del precio final de la energía, podrían ser congelados o incluso ajustados por inflación, pero no deberían tener el incremento que es necesario para las tarifas. Los subsidios actuales no compensan los impuestos cobrados.

• Un aspecto Regulatorio a evaluar es la forma en que se compensarán las externalidades, como por ejemplo la reducción del factor de uso de una tecnología por la reglamentación de otras tecnologías.

La oportunidad derivada del desafío ambiental
De todas las oportunidades analizadas para cumplir con la reducción de emisiones GEI, la que permite aprovechar en mayor medida las ventajas comparativas de Argentina es la generación a gas con compensación de emisiones en origen por medio de SBN.

El Objetivo de esta propuesta no es instalar más o menos Renovables, sino reducir las Emisiones GEI hasta el nivel comprometido para cada año al menor costo posible, asegurando así que no se superen los 1,5ºC ysiempre en competencia.

Y esta propuesta permitiría no sólo cumplir con las obligaciones de Argentina, sino colaborar con otros países a los cuales se les podría ofertar Gas libre de emisiones en el uso final y por ello, exportar LNG también libre de emisiones de CO2 en su uso final, por haber sido antes compensadas en Argentina con inversiones en forestación, pasturas yagricultura.

■ La competitividad de Argentina está relacionada con que el costo de la Ha para captura de CO2, tiene un valor 15 veces inferior al de Europa y la calidad del suelo es muy superior.

Esto permitiría exportar Gas Natural con emisiones compensadas en origen y por ello sin emisiones en el uso final que decida la Nación importadora, con un incremento del costo de la Energía producida de menos de 10%, porque los Bonos de Carbono en el mercado local tendrían un valor inferior, relacionado con el costo de la tierra y la velocidad de crecimiento.

■ Argentina está en condiciones, de reemplazar a Rusia en el abastecimiento de LNG a Europa y a otra naciones, pero además sin Emisiones, obteniendo ingresos por exportaciones similares a las del agro con 10 millones de hectáreas de forestación.

En ese caso, la producción incremental diaria de gas requerida no alcanzaría a un tercio de la actual de EEUU, Nación que tiene igual volumen de stock de recursos gasíferos que Argentina.