En colaboración con Diego Bondorevsky (CIPPEC).
El cambio de paradigma energético luego de 14 años de tarifas cuasi congeladas entre 2002 y 2015 ha significado un proceso arduo y difícil de transitar en el cual el consumidor se enfrentó gradualmente con el costo real de la energía. El “gradualismo” instaurado a partir de fin de 2015 intentó que los consumidores no asuman en forma drástica uno de los costos más altos del mundo. Las medidas puntuales adoptadas desde diciembre de 2015 a destacar, son:
- Recomposición de tarifas eléctricas: Si bien el incremento tarifario fue significativo, se implementó una tarifa social, actualmente vigente, la cual consiste en la aplicación de un descuento sobre los precios mayoristas de la energía a aplicar a la demanda de energía eléctrica declarada por los Agentes Distribuidores y/o Prestadores del Servicio Público de Distribución del MEM (ver esta entrada previa acá).
- Estímulo a la producción de gas no convencional: Se definieron políticas para la producción de gas no convencional (shale y tight gas en Vaca Muerta y en la Cuenca Austral). Estimulada por precios subsidiados, la producción ha crecido significativamente en estos años.
- También ha crecido el margen de reserva disponible medida sobre la demanda máxima como resultado de las mejoras en la inversión y una demanda racional que responde, desde 2016, a los nuevos precios. De hecho, en la actualidad, debido al sobrante de capacidad productiva, se ajustó la remuneración de la energía y la potencia, induciendo a los productores más ineficientes a retraer su oferta.
- Estímulo a las energías renovables:
- A partir de las 4 rondas de licitación del programa RenovAr (rondas 1, 1.5, 2 y 2.5) fueron adjudicados 142 proyectos que agregarán al sistema una potencia instalada de 4966 MW. A fines de 2018, el total de contratos efectivamente vigentes fueron 14, con una energía comprada en forma conjunta por CAMMESA de 109.000 MW/h, lo que representaba un 1,1% de la demanda del MEM.
- Se aprobó un impuesto a la emisión de dióxido de carbono. Este tipo de instrumento busca valorizar las emisiones de Gases de Efecto Invernadero, partiendo de la noción de que las mismas representan una externalidad negativa.
- Se aprobó la Ley de Generación Distribuida mediante la cual los consumidores pueden autogenerarse y vender a la red.
- Creación de un estabilizador automático en el precio de los combustibles
- La reforma tributaria de 2017 simplificó el sistema de impuestos a los combustibles hasta entonces vigente. Se unificaron cuatro impuestos regidos por distintas leyes en una única ley, de manera fiscalmente neutral. Esta reemplazó las alícuotas ad-valorem vigentes por el equivalente en montos fijos al momento de diseñarse la reforma tributaria, menos el valor del impuesto a las emisiones de dióxido de carbono. Al pasar el impuesto a montos fijos, se preserva el nivel de recaudación por unidad prevalente a fines de 2017 y a la vez se logra atenuar la variabilidad en el precio local de los combustibles causada por los vaivenes de los precios del petróleo o del tipo de cambio.
Aún falta desarrollar una estrategia integral que garantice que se produzca a mínimo costo. Inicialmente, dado el alto nivel de subsidios y el elevado costo de importación de energía que se enfrentaba en diciembre de 2015, el foco de las políticas adoptadas estuvo puesto en asegurar la sostenibilidad de la oferta y ajustar (gradualmente) las tarifas. Dadas las ineficiencias del sistema y el cuasi congelamiento tarifario durante 15 años, el ajuste tarifario requerido era fenomenal: menos de un 10% de los costos eran cubiertos por la tarifa eléctrica residencial (23% para el caso de la tarifa de gas natural residencial).
El impacto de la política tarifaria y de subsidios en el nivel general de precios y en las cuentas públicas requería de una coordinación institucional muy estrecha entre las autoridades de Energía y aquellas del área macroeconómica que estuvo ausente hasta mitad de 2018 cuando el Ministerio de Economía absorbió las funciones del Ministerio de Energía. Este cambio en la Autoridad de Aplicación, permitió también un paso importante en dirección a minimizar el costo de generación energética. Las subastas introducidas para la compra de gas natural para el sistema eléctrico en agosto de 2018, y las llevadas a cabo en febrero de 2019 para la compra de volúmenes en firme para las distribuidoras, son medidas de primera magnitud que apuntan a reducir en forma directa los altos costos que tiene el sistema argentino. La introducción de competencia mediante subastas implica un giro saludable en la política de precios del gas natural, y su extensión a los distintos eslabones de la cadena podría hacer converger al sector con las mejores prácticas internacionales (Helm, 2017).
Las subastas han sido un paso importante, a su vez, en dirección a que el estado deje de ser el principal cliente del sector eléctrico propiciando reglas claras de competencia. Los contratos firmados por CAMMESA (donde el estado tiene un rol preponderante) con los productores de gas natural hasta mitad del año 2018, o los PPA para la instalación de generación eléctrica firmados con inversores del sector, han sido un obstáculo para la competitividad del sector desde su intervención a partir de 2002. Se debe permitir el libre juego de la oferta y demanda aguas arriba de la cadena de producción energética. La liberalización de la competencia minorista es también necesaria en pos de alcanzar tal fin. La descentralización de las decisiones de precios e inversiones en un marco de competencia es un paso clave en la búsqueda de la eficiencia del sector.
Referencias:
Bondorevsky, D. y Galiani, S. (julio de 2019). Agenda para la elaboración de una estrategia energética. Metas estratégicas para transformar Argentina. Buenos Aires: CIPPEC.
Helm D. (2017), Cost of Energy Review. https://www.gov.uk/government/publications/cost-of-energy-independent-review
