27 de febrero 2004 - 00:00

El sector eléctrico, en el futuro inmediato

El sector eléctrico, en el futuro inmediato
Escriben Darío Arrué y Marcelo Biach (*) Especial para Energía, Ambiente & Desarrollo

Es así como los mayores requerimientos de la demanda que serían absorbidos con generación de origen térmico (con un porcentaje de utilización, para todos los escenarios, mayor que el registrado durante 2003) sumados a las dificultades en el suministro de gas y a la falta de nueva oferta de energía eléctrica anunciarían un aumento paulatino de los CVP (costo variable de producción) a lo largo del período analizado. Además, este aumento de demanda iría reduciendo los márgenes de reserva con el consecuente aumento de la probabilidad de falla, tanto mayor en la medida que disminuya la disponibilidad del parque térmico (a la sazón, estrechamente vinculado con el uso del gas).
Los distintos escenarios de disponibilidad de generación térmica y de combustibles planteados tienen en común una serie de supuestos básicos que, evidentemente, condicionan los resultados obtenidos. A fin de avanzar y esclarecer algunos de los aspectos subyacentes sobre los que descansa el mencionado trabajo, se efectúan a continuación los comentarios que siguen a continuación.

•Conclusiones

El considerar los costos variables de producción actualmente vigentes permite realizar un ejercicio de estática comparada de sumo valor, que ayuda a arribar a conclusiones cualitativamente correctas. En este sentido se debe señalar que, al desconocerse el posible comportamiento futuro de los precios de gas (en boca de pozo, transporte y distribución), los resultados obtenidos deben ser considerados como los correspondientes a un escenario de mínima que no contempla el impacto en el precio mayorista de la energía eléctrica de un aumento en el costo de este combustible y su transporte.
Esto es así, independientemente de considerar los incrementos provenientes de las inversiones necesarias para garantizar el suministro de gas (producción y capacidad de transporte) durante los meses de invierno, y del comportamiento de otras variables, en particular los salarios intervinientes en todos los eslabones de la cadena de producción.
Respecto de la utilización de combustibles líquidos (que en caso de no verificarse las inversiones antes mencionadas alcanzaría hacia fines del período analizado valores similares a los de 1992/'93), cabe mencionar que existen serios cuestionamientos acerca de si hay en la actualidad capacidad de almacenamiento suficiente como para afrontar los requerimientos de generación térmica en los meses de invierno (lo que Cammesa denomina capacidad de gestión). Otro punto vinculado a éste es la posibilidad de que los generadores utilicen mecanismos que permitan la financiación de las importaciones de este insumo.
Asimismo, cabe destacar que los nuevos CC (ciclo combinado) pierden eficiencia al generar con este tipo de combustibles, hecho que no resulta menor ante la disminución proyectada de los márgenes de reserva. También hay parque térmico que no puede utilizar combustible líquido, precisamente los de mayor eficiencia relativa.
Otro aspecto interesante de señalar es que el estudio considera una paulatina normalización del pago a los generadores (que ya han superado acuerdos que significaron licuación de sus acreencias, con impacto de diferente alcance en las estructuras de cada una de las empresas), revirtiéndose así las condiciones observadas durante 2003 y posibilitándoles, a su vez, enfrentar los mayores costos operativos esperados. De lo contrario, de persistir la situación deficitaria del mercado mayorista, se profundizarán los problemas de caja del sector, siendo esperableque esto repercuta directamente en la disponibilidad del parque térmico.
Así las cosas, el riesgo de no abastecer la demanda en pico (invierno) para el año 2004 en el peor de los escenarios planteados sería de 10% aproximadamente, superando 30% hacia 2006 de no mediar un cambio en las condiciones imperantes (esto es, mayores inversiones en el sector)
Al respecto, cabe mencionar que la aplicación de este tipo de medidas al sector residencial implica, en principio, efectuar un racionamiento en el consumo (por ejemplo, un esquema de cortes rotativos) ya que, de acuerdo con la característica de su curva de carga, por un lado, y la cantidad de agentes involucrados, por el otro, parecería difícil poder aplicar algún de tipo medida tendiente a trasladar los consumos del pico horario.
Por el contrario, el sector productor de bienes contaría con mayor posibilidad de modular su curva de carga, liberando consumo de las horas con mayor restricciones hacia aquellas en que el sistema cuenta con mayor reserva. Esta alternativa dependerá de las características de cada industria, el tipo de proceso productivo que tenga cada una, el lugar que ocupe la energía eléctrica en el mismo y, más aún, de los compromisos comerciales que hayan asumido y la posible repercusión que en ellos tenga una medida de este tipo.

•Repercusión en el sistema

Este hecho no es menor y está estrechamente vinculado con el crecimiento esperado de la economía, retroalimentándose a su vez, dada la correlación entre el PBI y la demanda de energía eléctrica. En este sentido, cabría preguntarse cómo impactaría en la proyección de demanda realizada, las variaciones en los precios relativos de los combustibles necesarias para garantizar el futuro suministro de gas y, en definitiva, modificaciones en el precio de la energía eléctrica, además de evaluar el impacto de la falta de confiabilidad de un servicio esencial en la proyectada evolución del PBI.
En cuanto a la situación del sistema de transporte de energía eléctrica en AT ( alta tensión), el hecho de que no se observen restricciones que limiten el acceso de generación al mercado (salvo en el caso del corredor Com-BA, que se salvaría con la ampliación prevista de los capacitores en serie) podría ser, precisamente, su propia debilidad, dilatando la recomposición de sus ingresos, al dársele prioridad al sector de combustibles, en detrimento del acomodamiento de variables en el subsector de energía eléctrica, con la intención de amortiguar el impacto que una solución integral podría tener -en lo inmediato-en la comunidad de usuarios, si no se distingue claramente en los distintos tipos de demanda y se la asume globalmente a partir de la que corresponde a usuarios de ingresos fijos.
Respecto del abastecimiento regional (Distro y AT), se detalla un listado de obras mínimas necesarias para abastecer la demanda, no obstante el cual, ante situaciones extremas en el pico, podría requerirse operar fuera de la banda de tensión. En cuanto a este aspecto cabría preguntarse acerca del impacto que esta medida podría tener en los contratos de concesión, al asumirse como variable de ajuste los parámetros de calidad.
Asimismo, en cuanto al listado de inversiones mencionado, los montos involucrados para el período analizado (que superan holgadamente los u$s 50 millones) abren, por lo menos, un gran interrogante respecto de la capacidad de obtener los recursos necesarios para llevar adelante las obras en un contexto de tarifas congeladas y de indefinición en lo que a modos de financiar las ampliaciones respecta

Por último, la insuficiencia de la remuneración percibida por los generadores como señal de largo plazo para garantizar una corriente de inversiones que revierta las necesidades de generación que señala el informe en las distintas proyecciones, resulta un llamado de atención que debe ser tenido en cuenta a la hora de buscar una solución a los problemas que en el mediano plazo se vislumbran. Una respuesta regulatoria disponible consistiría (además de revisar los requerimientos de los tramos regulados para proveer a su sustentabilidad) en diseñar medidas que excluyan del mercado con estabilización de precios a las demandas de energía eléctrica destinadas a la producción de bienes y servicios, con un umbral a definir (preferentemente bajo) de consumo. Existen propuestas que intentan otorgar a las inversiones un tratamiento que discrimine, según se trate, de las realizadas o las que deban realizarse, ya sea para mantener la funcionalidad o atender a la expansión de la demanda.
La exposición de las complejidades de dichas propuestas exceden la extensión de este trabajo, pero para el caso en que los recursos deban provenir de incrementos en el precio del producto -generación de energía eléctrica-, o de las tarifas de los servicios -transporte y distribución de energía eléctrica-requerirán de un período de acumulación que deberá sumarse a los dos años transcurridos desde el inicio de la emergencia. Por otro lado, las adecuaciones normativas que esas medidas demanden podrían alcanzar, particularmente para el caso de distribución de energía eléctrica, hasta la redefinción de la funcionalidad del concesionario y sus responsabilidades.

(*) Autores: Marcelo Biach (licenciado en Economía, especializado en temas de energía eléctrica) y Darío Arrué (licenciado en Economía, ex subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación).

Notas de los autores
(1) En este punto, el trabajo menciona el "riesgo de abastecimiento estructural" como una situación que no se verificó en los últimos años, salvo ante eventos graves de transporte, por ejemplo, o la pérdida de reserva por falta de gas en invierno. No resulta claro si el alcance de este concepto se corresponde con la característica radial propia del sistema argentino de transporte de energía eléctrica, con la prioridad de abastecimiento de la demanda residencial de gas frente a otros sectores o, simplemente, es sólo la consecuencia de cualquier factor que le otorga al riesgo una "dimensión" más amplia. Sería conveniente, también aportar la definición de "corte eventual".

(2) Los eventuales mecanismos alternativos no superan el estadío de idea sin precisar el origen de los fondos ( fiduciarios), y los saldos acumulados en las cuentas de apartamiento parecieran destinados, al menos temporariamente, a otros fines.

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