Lunes  17 de Junio de 2019

Un sistema robusto, con incógnitas económicas

Un sistema robusto, con incógnitas económicas

Más que exponer debilidades en la infraestructura, el inédito apagón del domingo mostró un sistema eléctrico con musculatura tonificada como para superar el blackout en 12 horas. Las debilidades están en un modelo regulatorio económico que no termina de cuajar, con irresueltos problemas pasados, incógnitas a despejar en el futuro y el Estado, siempre en el centro de la escena, como corresponde a un servicio básico.

El fantasma de una crisis energética por insuficiente electricidad o por el colapso de redes frágiles ante la falta de inversión atravesó recurrentemente la historia de los últimos años. Pero eso no ocurrió y no parece tener chance de producirse.

La potencia instalada en el país supera los 38.000 megawatt mientras que la demanda promedio está alrededor de los 22.000, cifra que trepa a 26.000 en los picos veraniegos: la relación supera holgadamente los estándares internacionales que indican tener una reserva del 10%, reaseguro de energía adicional a la que se consume.

En los últimos años se instalaron 3100 mega provenientes de usinas térmicas, hay proyectos para el cierre de ciclos combinados, para aumentar la oferta de renovables y ya está en marcha la contratación de una nueva usina nuclear, acciones que permitirán mejorar aquella relación. Mientras, la demanda cae por el aumento de precios y porque la actividad económica retrocede, con lo que hoy no falta electricidad sino que sobra.

Otro parámetro son los cortes semestrales por usuario que sirven para medir la calidad del servicio. Hoy están entre 10 y 12 horas, por debajo de las 17 de fines de 2015, aunque lejos de las 5 horas a las que se acordó llegar en 2022. El mismo nivel que se registraba en los años '90, cuando se estrenó el sistema privatizado. Esas mejoras deben producirse por inversiones que las empresas distribuidoras comprometieron en la última revisión tarifaria integral como contrapartida de los aumentos de tarifas que mejoraron sustancialmente sus ecuaciones económicas.

Bien o mal esa revisión tarifaria reordenó las cuestiones hacia el futuro de los segmentos regulados, transporte y distribución. Pero quedan algunas cuentas pendientes y suelen generarse otras del complejo vínculo entre esos eslabones y el de la generación, no sujeta al régimen de servicio público.

Hay distribuidoras del interior que deben muchos millones de pesos al sistema mayorista por la electricidad que tomaron o toman, acreencia en cabeza de Cammesa, que hoy articula los subsidios eléctricos. Esa cobranza a empresas públicas y privadas del interior, cuyas tarifas dependen de regulaciones locales, un capítulo políticamente controvertido que obliga a negociaciones permanentes.

Edenor y Edesur acaban de sellar un acuerdo de compensación millonaria con la Nación que les condonó multas a cambio de que no exijan una compensación por el congelamiento tarifario que tuvieron durante el kirchnerismo, lapso en el que hasta recibieron auxilio estatal para cubrir la nómina salarial.

Ese pacto del mes pasado tiene aristas controvertidas y es sólo un ejemplo de un sistema que está en presunta transición no se sabe muy bien a qué, sin contar que un cambio en la Rosada promovería otra reconfiguración. Hoy se rige por el marco regulatorio de principios de los años 90, aunque con una serie de acuerdos y reglas superpuestas que gestaron lo que en el medio empezó a llamarse "Frankenstein regulatorio".

El sistema eléctrico funciona como un mix entre pautas de mercado y medidas públicas que las enmarcan, con cierta discrecionalidad en las normas, lobbies privados y responsabilidades compartidas entre empresas prestadoras y el Estado, básicamente de cómo se producen y cuánto cuestan los energéticos.

El 64% de la energía que se genera hoy es térmica. En el actual contexto es un buen dato, ya que a la Argentina le empezó a sobrar gas para alimentar las usinas propulsadas por combustibles fósiles. Las generadoras térmicas acaban de recuperar la capacidad de comprarlo por sí mismas, pero aún dependen del que les provee Cammesa, la administradora mayorista que gerencia el Estado y articula los millonarios subsidios.

Aún el 25% del costo de la energía eléctrica mayorista está cubierto con fondos públicos y sólo cuando se den las condiciones políticas será trasladado al usuario final (la electricidad mayorista representa el 40% de las facturas). Si es que se dan.

Cammesa realizó semanas atrás una licitación para comprar ese carburante desde la cuenca fueguina imponiendo precios topes, lo que le permitió bajar a 3,4 u$s el MBTU en invierno y a 2.2 u$s en verano, muy por debajo de los 5,2 que indicaba un "sendero oficial" acordado con las petroleras. Una muestra de que el Estado con pulso firme puede promover ventajas competitivas.

Pero el perfil regulador y los previsibles aumentos tarifarios por ajustes en los márgenes de transporte y distribución ya acordados con las empresas prestadoras alumbrarán en función de las políticas que decidan ejecutarse en Balcarce 50.

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