Presentación Nº 21 VIII Conferencia Anual Jorge Schvarzer · • 5-La cuestión fiscal, su nexo...

Presentación Nº 21 VIII Conferencia Anual Jorge Schvarzer

¿Podrá salir la Argentina del debate Estado Vs. Mercado y construir una política energética como política de Estado?

Dr. Roberto Kozulj (Vice-rector de la Universidad de Río Negro)

Presentación Prof. Roberto Kozulj- Octubre de 2016

Aspectos generales de los enfoques

Dificultades estructurales de la Argentina y confrontación de

imaginarios poco viables

VIII Conferencia anual Jorge Schvarzer-Presentación Prof. Roberto Kozulj- Octubre de 2016

Problemas de reguladores y regulados

¿Sobre que dimensiones concretas se produce la polarización del debate?

• 1-El rol del Estado y definiciones de “Competitividad”

• 2-La legitimidad de la movilidad social ascendente promovida desde políticas públicas (desde el empleo público a la gratuidad de servicios básicos, educación, salud, seguridad).

• 3-El motor del desarrollo: “campo vs. Industria”.

• 4- La legitimidad de la riqueza privada vs. la supuesta ilegitimidad de la promoción de esa riqueza que no se genere por mecanismos de mercado.

• 5-La cuestión fiscal, su nexo con el mercado de cambios y endeudamiento.

• 6-Una diferente valoración de los derechos.

• 7-Una distinta concepción de centralización y descentralización. Federalismo-Centralismo Porteño.

• 8-Otros aspectos ideológicos y prácticos: Ej: un doble estándar moral sobre hechos de idéntica naturaleza jurídica, institucional, valorativa.


Salario real y Producto Bruto por Habitante: 1980=100- Claves objetivables

1945 ; 108,2

1949 ; 184,8

1952 ; 137,8

1956 ; 167,4

1959 ; 121,5

1966 ; 150,6 1974 ; 152,7

1977 ; 77,3

1984 ; 115,3

1991 ; 70,6

2002 ; 52,7

2014 ; 173,3

1980 ; 100,0

2012 ; 128,9 2013 ; 128,9 2014 ; 128,9

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SALARIO REAL-empalmes de series 1939-2014

PBI per cápita empalmes 1939-2014

SALARIO REAL-empalmes de series 1939-2014 1939-2014-Constante desde 2012


Pérdida de poder

adquisitivo 2016

Salario Real, Deuda por Habitante y Precio de las Commodities (Alimentos)- Base 1980=100

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14

Deuda por habitante 1980=100

Salario real 1980=100

Precios alimentos (commodities)

Precios alimentos (commodities-concorrección)


El retorno a los mercados internacionales: ciclo de financiamiento para reactivar demandas a los países desarrollados: la tasa de

cambio y los problemas de “competitividad”.


21-sep-97; 81,3

ITCRM ; 17-ene-01; 71,30

ITCRM ; 16-jun-16; 84,3

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6

ITCRBBrasil

ITCRBEstados Unidos

ITCRBChina

ITCRBZona del Euro

ITCRM

Apreciación sostenida con deuda

Hacia una apreciación

sostenida con deuda externa

Aspectos referidos al sector energético


Dimensiones de análisis para la confrontación de paradigmas

• Concepción sistémica del sector energético.

• Carácter estratégico de los recursos energéticos

• Equidad social y distributiva.

• La planificación como instrumento de gestión imprescindible.

• Aspectos institucionales, normativos y regulatorios.

• Opciones de financiamiento.

• Integración energética regional.

• Matriz energética.

• Intensidad energética y uso racional de la energía.

• La cuestión ambiental y la participación ciudadana.


Presentes en los debates que se dieron entre 2004 y 2015 hoy se hallan ausentes muchos de estos aspectos.

Del “Estado” vs. el “Mercado” : ¿a su síntesis como única opción?

Empresas del Estado-Integración Vertical-Monopolios-Misión abastecer demandas-Asegurar reservas futuras-Planificación

Mercado-Desintegración cadenas- Actores múltiples-Oligopolio-Conglomerados de energía-Reguladores-Misión :¿rentabilidad = más Inversiones?-¿Planificación?


Contexto en el que se inicia la concepción mercantil del sector energético


Interacciones Gas Y Electricidad: de la “solución” al “problema”

Generación EE y encadenamientos con GN-GNL-Renovables-Integración

Ciclo Combinado= bajo costo de

inversión y gas barato y abundante

Gas deja de ser abundante por agotamiento o

restricción de oferta o baja exploración.

GNL /DO

Ventana de oportunidades para renovables abierta

por costos marginales mayores a los medios

y crecientemente superiores en contextos de

restricción súbita

Ausencia de planificación conduce a soluciones de muy

corto plazo.

Captura de rentas y “Commoditazación”

Del GN vía GNL.

Fuerte impacto en interrupción de

integración regional

VIII Conferencia anual Jorge Schvarzer-Presentación Prof. Roberto Kozulj- Octubre

de 2016

Problemas para la expansión a costos eficientes en ambas concepciones

Modelos con sesgo a la nacionalización: 1-Distribución de las rentas

a) Social-Redistributivo b) Prioridad Fiscal/Social.

Modelos Reformas Con Ajustes de MR:

1-Prioridad mercantil (posibilidad

de introducir productos marginales

costosos)

2-Ejercer “poder de mercado”

Inversiones para expansión de la oferta.

1-Problemas vinculados al destino de la renta.

2-Consecuencia: oferta estancada o en retroceso.

3-Reglas para Part. Privada

Inversiones para expansión

de la oferta.

1-Reglas para PPP

2-Subastas

3-Disposición a regular o no

la captura

de rentas infra-marginales

Tensión entre “precios políticos” y precios según “costos de oportunidad” VIII Conferencia anual Jorge Schvarzer-


Formación de tarifas en los modelos reformados o de mercado

Costo del gas /Costo de Generación

+ Costo de Transporte +

Costo de Distribución

•Libre •Regulado

•Libre previa Autorización

•Mix de precios (importado, gas viejo,

Gas nuevo)

• Tarifa según Modalidad de Contratación y

Según estipulado por los reguladores

para cada tipo de usuario

• Tarifa según tipo de usuario,

modalidad de contratación, según

estipulado por los reguladores.

(pueden operar o no comercializadores)

Tarifas Finales Sin Impuestos para cada categoría de usuarios


Área de intervención de entes reguladores-RTI Información más auditable

MINEM-Empresas-Información-Opacidad

Argentina: producción acumulada de petróleo y recursos últimos estimados según distintos autores y fechas


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Producción acumulada depetróleo - Total País

Novara-Givogri [1] 1987

Masters [2] 1989

Lesta [3] 1984

Pocoví [4] 1985

Masters [5] 1992

USGS [6] 2000

SE 2003 2015

¿Cuánto resta por explotar y a qué

costos?

Argentina: producción acumulada de Gas Natural y recursos últimos estimados según distintos autores y fechas


Lesta[1] 1984

USGS [6] 2000

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Producción acumulada de gasnatural - Total País

Lesta[1] 1984

Masters [2] 1984

Masters [4] 1992

Masters [4] 1992

Novara [5] 1997

USGS [6] 2000

Estimación[7] 2003

¿Cuánto resta por explotar y a qué

costos?

Dilemas:

1- si aún hay gas, precios mayores por el ya descubierto no aseguran reposición.

2- Si se halla en

declinación cuándo y cuánto aportarán de

gas los nuevos descubrimientos?

¿Qué es y cómo opera el poder de mercado?

• El poder de mercado es definido -en términos técnicos- como la capacidad y los incentivos e instrumentos que tiene o tienen uno o varios agentes para fijar de modo unilateral y por un período de tiempo las condiciones de venta de sus productos.

• Restricción de oferta

• Mirada del conglomerado energético como negocio: nexos gas natural-energía eléctrica


Riesgos concretos de ejercicio de poder de mercado agravados si regulador y regulado

han confluido en una única figura

1-Manejo del despacho 2-Adjudicación de licitaciones 3-Restricción de oferta-costos marginales y costos medios.


Poder de Mercado: ¿Cómo opera la formación de costos medios del gas a partir de la fijación de los niveles de

oferta interna?

• 1- El nivel de oferta interna es inferior a la demanda.

• 2- Cuanto menor sea dicha oferta interna mayores son las importaciones.

• 3-Bolivia vende hoy su gas a Brasil en menos de U$Sd 3 MBTU. Su límite con Argentina es hasta 20 MMCD.

• 4-El resto debe cubrirse con GNL cuyo costo hoy es U$Sd 7 MBTU y puede ser aún mayor.

• 5- Nada garantiza que mayores precios incrementen la oferta interna.

• 6- La idea es igualar a largo plazo el precio del gas nacional al valor del GNL.


Simulación poder de mercado: Evolución costos medios del gas según diferencias de volumen de abastecimiento de gas local e importado con precios diferenciales

entre ambos

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Costo medio (PIST)-GN Local a2,5 U$Sd MBTU-Local 110MMCD

Costo medio (PIST)-GN Local a2,5 U$Sd MBTU-Local 90MMCD

Costo medio (PIST)-GN Local a4 U$Sd MBTU-Local 110MMCD

Costo medio (PIST)-GN Local a4 U$Sd MBTU-Local 90 MMCD

Límite valor del GNL-U$Sd 7 MBTU?


de 2016

El conglomerado energético y las rentas de generación a partir del costo del gas como insumo


de 2016

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U$S

d p

or

MW

H

Costo del gas- U$SD MBTU

Costo Variableu$s MWH

Costo Fijo U$sMWH

O&M (25% delCosto Fijo)

CostoU$Sd/MWH

Niveles de precios

Nivel del Precio Monómico con

gas a u$s 6,5

Espacio costos de energías renovables no convencionales

competitivas con CC a GNL según

alternativas de suministro

Oferta y demanda de gas en Argentina Estructura año 2015-Indisponibilidad de gas natural e

importaciones


Oferta de gas nacional 75-77% 100-110 MMCD

Importaciones

50% Bolivia 50% GNL

30-40 MMCD

Generación por fuente 2015-2016:


12.810,60 12.494,00

7.615,50

8.766,50

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2015 2016

Renovables

Nuclear

Térmica

Conductas estratégicas: ¿Posibilidad de generar incentivos para capturar mayores rentas a través de políticas de despacho?

Zonas de grises: niveles de embalse vs. políticas de despacho.


Hidráulica 2016; mayo

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Hidráulica 2015

Hidráulica 2016

Térmica 2015

Térmica 2016

Más despacho térmico

Menos despacho

hídrico

Claves de la interacción gas-electricidad para captura de rentas

• Los meses de mayor indisponibilidad de gas son julio y agosto.

• Coinciden con picos de demanda de gas y electricidad.

• Esta situación en condiciones de restricción de oferta conduce a costos marginales mas altos en ambas cadenas: a) GNL en la de gas; GO y FO en la eléctrica.

• ¿Hay incentivos toda vez que ello lo paga el Estado o los consumidores?

• ¿ Hay incentivos si regulador y regulado son una misma entidad?

• ¿Hay transparencia en las licitaciones de combustibles?


Generación térmica por tipo de combustibles-Reflejo de escasez de agua embalsada y de gas natural.


de 2016

Costos de generación no transferidos a las distribuidoras originado en las nuevas resoluciones MINEM (valores del gas e importaciones

de GO). Resultado: más subsidios en 2016 respecto al 2015

Costos MEM-Precio

Distribuidoras 2015

MEM-Costos- Precio

Distribuidoras 2016


Cuando el regulador es el regulado

• Compras de Gas Oil internacional- Adjudicaciones a Shell Trading US Company ("STUSCO").


Cuestiones de transparencia: ¿pueden existir sin una separación del regulado y del regulador?- Algo acerca de

STUSCO


¿Cómo se financian los incrementos del precio del gas y los combustibles? Acerca de los ajustes de tarifas y

los subsidios

• Presupuesto General de la Administración Nacional: se amplían los créditos del Ministerio de Energía y Minería con el objeto de hacer frente a los compromisos asumidos de subsidios a empresas petroleras y gasíferas y consumidores residenciales.

22 agosto 2016 por Ed. Microjuris.com Argentina Título: DECISIÓN ADMINISTRATIVA N° 886/2016 – Ejercicio 2016. Presupuesto General de la Administración Nacional. Distribución. Créditos del Ministerio de Energía y Minería. Subsidos a empresas y consumidores residenciales. Modificación. • Tipo: DECISIÓN ADMINISTRATIVA • Número: 886 • Emisor: Jefatura de Gabinete de Ministros • Fecha B.O.: 22-ago-2016 • Localización: NACIONAL • Cita: LEG80197


https://aldiaargentina.microjuris.com/author/microjurisar/

Los ajustes de tarifas y los subsidios-Incremento en las partidas presupuestarias

• Que resulta necesario modificar los créditos del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA con el objeto de hacer frente a los compromisos asumidos con fidecomisos que corresponden a los subsidios establecidos por las Leyes Nros. 25.565 y 26.020, la realización de transferencias a la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA y propiciar la cancelación de los pagos pendientes correspondientes a los Programas de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural, Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida y a los derivados del Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano para Redes de Distribución de Gas Propano Indiluido, en virtud de los “BONOS DE LA NACIÓN ARGENTINA EN DÓLARES ESTADOUNIDENSES 8% 2020 (BONAR 2020 USD)” emitidos mediante la Resolución Conjunta N° 258 de la SECRETARÍA DE HACIENDA y N° 65 de la SECRETARÍA DE FINANZAS de fecha 5 de octubre de 2015, ambas del ex MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS PÚBLICAS, y ampliados mediante el Decreto N° 704 de fecha 20 de mayo de 2016.

• Que las modificaciones propiciadas están amparadas en las disposiciones del Artículo 37 de la Ley de Administración Financiera y de los Sistemas de Control del Sector Público Nacional N° 24.156, sustituido por el Artículo 1 de la Ley N° 26124.Por ello, EL JEFE DE GABINETE DE MINISTROS DECIDE: Artículo 1.- Modifícase la distribución del Presupuesto General de la Administración Nacional, de acuerdo al detalle obrante en las Planillas Anexas (IF- 016-00629525-APN-SSP#MH) al presente artículo, que forman parte integrante del mismo.

• Artículo 2.- Comuníquese, publíquese, dese a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese.-


La nueva Deuda Externa: 85% sector petróleo

• Informe del BCRA: La deuda externa del sector privado a fines de marzo del 2016.

• Los fondos frescos por nuevos endeudamientos financieros recibidos durante el primer trimestre de 2016 ascendieron a unos US$ 1.520 millones. La tasa promedio de los mismos se situó en torno al 8% y el plazo promedio en 6 años. El sector petróleo recibió cerca del 85% del total captado en el trimestre, básicamente por la emisión de títulos en mercados internacionales por un valor de US$ 1.000 millones, a un plazo de 5 años y a una tasa de 8,50%. Por primera vez desde el año 2012, empresas que no pertenecen al sector petróleo emitieron títulos de deuda por unos US$ 360 millones.


La evolución del sector energético 2015-216


Evolución de la producción de hidrocarburos en Argentina 1950-2015-¿Declinación irreversible?

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13

Producción de petróleo -Total País

Producción de gas natural- Total País

Picos: realidad

geológica + política de

precios?


de 2016

Producción acumulada y recursos últimos convencionales

Últimos Gas (USGS); 2010

Últimos Petróleo (USGS); 2014

Últimos Petróleo (Pocoví + Lesta); 2015

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Gas

Petróleo

Últimos Gas (USGS)

Últimos Petróleo (USGS)

Últimos Petróleo (Pocoví + Lesta)


de 2016

Oferta de gas natural proveniente de yacimientos nacionales según operador. Datos año 2015 en MMCD y

porcentajes-¿Posibilidad de alcanzar equilibrios de mercado?


YPF S.A.; 35,8; 30%

TOTAL AUSTRAL S.A.; 30,5; 26%

PAN AMERICAN ENERGY (SUCURSAL

ARGENTINA) LLC; 15,1; 13%

PETROBRAS ARGENTINA S.A.; 7,3;

6%

TECPETROL S.A.; 3,5; 3%

Resto; 25,3; 22%

Volumen de gas producido por los operadores en 2015 117,5 MMCD

Sistema Sisco Web MINEM

Gas recibido por las distribuidoras en

2015 86,6 MMCD- ENARGASGas entregado por productores.

Evolución de la producción de Gas 2013-2016: YPF 10 MMCD más frente al estancamiento de la oferta restante

90 8984

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29 3035

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2013 2014 2015 2016

Resto de los operadores

YPF S.A.

Total general

Lineal (Resto de los operadores)

Lineal (YPF S.A.)

Lineal (Total general)


de 2016

¿Señales de precios internacionales como referencia?

Comparativos


Histórico de precios en los Estados Unidos GN en boca de pozo y GNL


5,48

3,29

2,76 2,25 3,35

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Ene

-19

73

May

-19

74

Sep

-19

75

Ene

-19

77

May

-19

78

Sep

-19

79

Ene

-19

81

May

-19

82

Sep

-19

83

Ene

-19

85

May

-19

86

Sep

-19

87

Ene

-19

89

May

-19

90

Sep

-19

91

Ene

-19

93

May

-19

94

Sep

-19

95

Ene

-19

97

May

-19

98

Sep

-19

99

Ene

-20

01

May

-20

02

Sep

-20

03

Ene

-20

05

May

-20

06

Sep

-20

07

Ene

-20

09

May

-20

10

Sep

-20

11

Ene

-20

13

May

-20

14

Sep

-20

15

Price of U.S. Natural Gas LNG Imports (Dollars per Thousand Cubic Feet)

U.S. Natural Gas Wellhead Price (Dollars per Thousand Cubic Feet)

Proyecciones de precios internacionales del gas natural


de 2016

8.3

10.5

11.5 11.8

10.1

7.36.5

7.0

8.5 8.5

4.44.0

2.8

3.74.4

2.6 2.32.7

3.3 3.6

10.8

14.7

16.616.0 16.0

10.4

8.9 9.1 8.9 8.8

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Natural gas (US$/mBtu, Europe) Natural gas (US$/mBtu, US) Liquefied natural gas (US$/mBtu, Japan)

Fuente: Economist Intelligence Unit Commodity Forecast, December 2015, accedido en https://knoema.com/ncszerf/natural-gas-prices-long-term-forecast-to-2020-data-and-charts.

Proyecciones de precios internacionales del gas natural


de 2016

.

8.2

10.6

12.011.2

10.5

7.3

4.2 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0

9.4

15.6

18.117.3 17.0

11.0

7.2 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0

4.44.0

2.8

3.74.4

2.6 2.33.0 3.1 3.3 3.3 3.3

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Russian in Germany Indonesian in Japan (LNG) US, domestic market

Fuente: FMI IMF Commodity Price Forecasts till January 2021, accedido en https://knoema.com/ncszerf/natural-gas-prices-long-term-forecast-to-2020-data-and-charts

https://knoema.com/ncszerf/natural-gas-prices-long-term-forecast-to-2020-data-and-charts





















Costos del gas para el mercado regulado ( o PIST) vs. proyecciones del precio internacional


de 2016

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

PIST-MedioArgentina

Estados Unidos2016

Estados Unidos2020

Rusia 2016 Rusia 2020

R1-R21-R22-R23-SDB

R31 a R33

R4

SGP1y2

SGP3

Incrementos propuestos en las tarifas de gas natural antes de la AP- Mercado regulado


de 2016

306%

1560%

727%

2775%

1700%

3082%

1596%

3490%

1752%

3325%

1636%

3207%

1655%

4090%

1982%

2988%

1747%

0%

500%

1000%

1500%

2000%

2500%

3000%

3500%

4000%

4500%R

1-R

21-R

22-

R23 R

4

SG-P

3

R1

-R2

1-R

22

-R2

3

R4

SG-P

3

R1

-R2

1-R

22

-R2

3

R4

SG-P

3

R1

-R2

1-R

22

-R2

3

R4

SG-P

3

R1

-R2

1-R

22

-R2

3

R4

SG-P

3

R1

-R2

1-R

22

-R2

3

R4

SG-P

3

R1

-R2

1-R

22

-R2

3

R4

SG-P

3

R1

-R2

1-R

22

-R2

3

R4

SG-P

3

En $/m3 En U$Sd MBTU

CABA-Patagonia según sub-zonas geográficas

SG-P 1 y 2

Comparativo de precios del gas para termoeléctricas (o PEST) Argentina y Brasil años 2015-2016

3,96 3,82

3,3

5,3

0

1

2

3

4

5

6

2015 2016

Brasil precio del GN paratermoeléctricas

Argentina precio del GNpara termoeléctricas


de 2016

Impacto de la devaluación y nuevas regulaciones sobre los sobrecostos de despacho eléctrico

442

283

403

abr-16 682

860

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

0

200

400

600

800

1.000

1.200

jul-

15

ago

-15

sep

-15

oct

-15

no

v-1

5

dic

-15

en

e-1

6

feb

-16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun

-16

jul-

16

COSTO DEL GN En AR$m3

Sobrecostos de despachoen AR$

Costo MEM-Tarifa en AR$

Devaluación

Resolución MINEM abril 2016 que fija el Precio

del Gas para generadores eléctricos


de 2016

Valores de la Energía Eléctrica julio 2015 y julio 2016. En AR$S y en U$Sd

4,5 10,1

87,5

77,4

31,5

22,5

98,9

76,4

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

1200,0

1400,0

1600,0

Tarifa Residencial Precio medio decompra

distribuidoras

Costo de generación Subsidio MEM (Costode generación-Precio

medio de compra)

2015 en AR$ 2016 en AR$ 2015 en U$Sd 2016 en U$Sd


de 2016

Costos de generación eléctrica proyectados para países de la OCDE incluyendo costos de emisiones de CO2 a 30 U$SD/Ton y

valores Argentina 2016 sin costos de emisiones.


de 2016

Costo por MWH en Argentina

Variación de los valores julio 2015-julio 2016

942%

232%

69% 47%

597%

122% 13%

-1%

-200%

0%

200%

400%

600%

800%

1000%

Tarifa Residencial Precio medio decompra distribuidoras


medio de compra)

Variación 2015/2016 AR$ Variación 2015/2016 U$SdVIII Conferencia anual Jorge Schvarzer-


Variación de los valores julio 2015-julio 2016

405,0

223,0

572,3

349,3

27,0

12,4 11,3

-1,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

Tarifa Residencial Precio medio decompra distribuidoras


medio de compra)

Variación valores entre julio de 2015 y julio de2016 (AR$) Variación (U$SD)

Medidas para disminuir el monto de los subsidios eléctricos Edenor

y Edesur: 1-Incremento de tarifas

2-Incremento del Precio medio de compra de las Distribuidoras

Resultados netos: 1-Incremento en el costo de

generación eléctrica. 2-Incremento en el monto del

subsidio en el mercado mayorista. Causas devaluación + mayores

costos del GAS


de 2016

Variación del subsidio a la generación eléctrica: las dos fases de 2016 respecto a 2015

661,6

501,4

851,2

100%

76%

129%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

Promediosituación 2015

Promediosituación

enero-marzo2016

Promediosubsidio desdeel cambio delprecio del GN

parageneración

AR$ MHW

U$Sd MWH

% de variación respecto 2015


de 2016

Evolución del sobrecosto de despacho 2015-2016

46

35 35 37

28 30 28 29

44 48

56

61

442

283

403

682

860

0

10

20

30

40

50

60

70

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

jul-

15

ago

-15

sep

-15

oct

-15

no

v-1

5

dic

-15

en

e-1

6

feb

-16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun

-16

jul-

16

Sobrecostos dedespacho en U$SD

Sobrecostos dedespacho en AR$


de 2016

Costos de generación no transferidos a las distribuidoras originado en las nuevas resoluciones

MINEM

Costos MEM-Precio

Distribuidoras 2015

MEM-Costos- Precio

Distribuidoras 2016


De reguladores capturados a la captura de rentas desde los reguladores

• Argentina abandonó el enfoque de planificación energética integral tras las reformas.

• De allí en adelante se adoptó un enfoque de mercado que debía resolver el conjunto de problemas del sector.

• El abandono de las reglas de mercado sin una reforma de los derechos de propiedad condujo a un complejo cuadro (Inversiones estatales activadas por las empresas; subsidios; estímulos a la producción; etc. Ello a su vez ha producido desajustes macroeconómicos.

• El modelo actual propone retornar a reglas de mercado pero lo hace desde una base de subsidios crecientes sin garantizar el abastecimiento futuro.

• Regulador y Regulado sin diferenciación clara de objetivos pues se asume que mayor rentabilidad es idéntica a mayores inversiones y estas se darán en tiempo y forma para abastecer todas las demandas.


Consecuencias de la política energética actual

• 1-Precios internos de los combustibles sensiblemente superiores a los del mercado mundial (según precios de referencia del petróleo, derivados y gas natural).

• 2-Costos de generación eléctrica reales en niveles altos ( 80-100 U$SD MWH contra 50 U$SD en Colombia).

• 3-Ajuste de tarifas: en gas inviable en la Patagonia, impacto relativo en el resto del país; en electricidad llevaría a niveles cercanos a 90 U$Sd por MWH a usuarios residenciales de 250 kWH-bimestre (es decir todavía restaría multiplicar por tres las nuevas tarifas).

. VIII Conferencia anual Jorge Schvarzer-Presentación Prof. Roberto Kozulj- Octubre de

2016


• 4-Es probable que se continúe erogando desde el Tesoro para subsidiar el programa de incentivos a la producción de petróleo y gas, lo que se financia ahora con deuda externa creciente.

• 5-Es decir las nuevas medidas de incrementar tarifas tomadas bajo el pretexto de no presionar sobre el nivel del gasto público lo han agravado y no sólo por el fallo de la CSJ y audiencia pública sino por incrementos en el precio del gas (PIST/PEST)en dólares sumado a la devaluación.

• 6-La fijación en dólares de estos valores con tipo de cambio atrasado augura una situación de presiones inflacionarias contenidas por endeudamiento y desdoblamiento de tasas de interés en pesos y en dólares



• Una matriz energética más dependiente del gas sin garantizar su oferta nacional pues se desconocen reservas, declinación real, potencial y costos. La señal de precios no se halla atada a compromisos de inversión.

• MINEM: Se abrieron los sobres con ofertas económicas para nueva

generación térmica

• El Ministerio de Energía y Minería de la Nación informa que se procedió a la apertura de las ofertas económicas en el marco de la licitación para instalar nueva generación térmica según la Resolución 21/2016 de la Secretaría de Energía Eléctrica, por la que oportunamente se recibieron ofertas por un total de 6.611 MW. Cuatro ofertas proponen entregar la nueva energía (545 MW de potencia) al Sistema Interconectado Nacional en el mes de diciembre de 2016; 10 (685 MW) plantean hacerlo en el primer trimestre de 2017 y cuatro más en el segundo trimestre del año próximo (229 MW). Además, unas 26 ofertas se comprometen a entrar en servicio en el último semestre de 2017, y otras cinco en 2018.


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Presentación Nº 21 VIII Conferencia Anual Jorge Schvarzer · • 5-La cuestión fiscal, su nexo...

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