Mientras Argentina atraviesa una crisis energética como consecuencia de malas decisiones, el Instituto Argentino de Energía General Mosconi (IAE) elaboró un documento (ver completo abajo) con una propuesta de política energética a desarrollarse de 2023 a 2027.

Nada quedó librado al azar, el plan del IAE no sólo tiene propuestas para la elaboración de una política energética, sino que aclara los plazos -corto, mediano o largo- y las inversiones necesarias para llevarlas a cabo (ya sea público o privadas).

El objetivo es satisfacer la demanda interna de energía a precios competitivos para la industria y accesibles para la población, respetando los compromisos de descarbonización asumidos y procurando alcanzar el autoabastecimiento, promoviendo al mismo tiempo la generación de saldos exportables.

El Plan Energético deberá tener como principios rectores la seguridad e independencia energética, la eficiencia energética, la equidad territorial, la diversificación de la matriz energética y la descarbonización.

Se formulará un programa de producción de petróleo y gas en Vaca Muerta 2023-2028 que se acordará entre las provincias productoras titulares del recurso, Nación y productoras titulares de las áreas concesionadas en las jurisdicciones provinciales. 

El plan fija que los precios en boca de pozo serán los que se correspondan con un net back de precios FOB exportación de cada producto.  El mismo principio de fijación de precios se aplicará a la producción de gas natural cuando el país se transforme en exportador neto de gas, mientras ello no ocurra se mantendrá el sistema de licitaciones/subasta vigente.

Además proyecta la formulación de un programa de certificación de reservas auditadas 2023-2028. y un plan consensuado de exploración en todas las cuencas convencionales de jurisdicción nacional, ubicadas en la plataforma continental, y de jurisdicción provincial.

Recomienda eliminar los precios internos sostén para el petróleo crudo tipo barril criollo o similar

Con el gas proyectan que se debe lograr las exportaciones a Brasil via Uruguayana,  sustitución de importaciones de gas boliviano entre 2023-2026; además de petróleo, lograr exportaciones a Chile y hacer foco en envíos de GNL.

Fijación de precios mayoristas del petróleo y gas. En boca de pozo regirán los precios correspondientes al valor de FOB exportación del crudo menos los costos económicos de transporte incurridos entre la boca del pozo del yacimiento productor hasta el punto de exportación correspondiente.

Los precios de venta de productores a refinerías nacionales se regirán por el siguiente criterio: precio en boca de pozo de la cuenca respectiva más el costo de transporte auditado desde boca de pozo hasta la refinería respectiva.

El precio de gas en boca de pozo surgirá de los siguientes criterios: o Licitación o subasta competitiva, respetando los contratos suscriptos en el marco del actual Plan Gas o bien valor FOB exportación menos los costos de transporte reales pagados a las transportistas de gas natural hasta el punto de exportación. En el caso del GNL se adicionarán los costos reales de la planta de licuefacción.

MERCADO ELÉCTRICO

En el marco de la reciente crisis que atravesó el sistema eléctrico por cortes que dejerpan en evidencia una mala gestión de empresas, entes reguladores y por suepuesto Nación, el IAE propone la regularización inmediata del Ente Nacional de la Regulación de la Electricidad (ENRE). 4.2. Cese inmediato de la intervención y normalización institucional según lo previsto en el marco regulatorio de la energía eléctrica (Ley 24.065).

Regularización institucional  de CAMMESA que debe dejar de ser el mayor canalizador de subsidios del estado nacional a los actores del mercado eléctrico.

En una reciente nota en Perfil, el presidente del IAE, Jorge Lapeña, afirmó que CAMMESA tiene dos funciones: "por un lado, hacer el despacho económico y unificado de cargas, es una función técnica por la cual establece qué máquinas son las que entran en operación en cada momento tratando de tener una ecuación de mínimo costo  y la otra función es administrar las transacciones entre los compradores y los vendedores, es decir, como hay transacciones instantáneas y en todo momento; bueno CAMMESA tiene que establecer quiénes son los que compran, los que venden y cómo se liquidan dichas transacciones”.

CAMMESA debe ser auditada  por parte de la SIGEN; y quizá también por parte de una Auditoría General de la Nación que depende del Congreso ya que “se hace cargo de operaciones que no le corresponden desde hace años, por eso desde el Instituto proponemos una reorganización de la misma con un eventual cambio de Gobierno”.

Una vez que se hayan regularizado los Entes Reguladores Energéticos Nacionales (ENRE y ENARGAS), y que se hayan elevado los informes de los interventores sobre las anomalías detectadas y resueltas por las intervenciones, se proyectará la unificación de ambos entes en un ente único para la regulación de gas natural y la electricidad en la jurisdicción nacional. 

PLAN PARA LAS HIDROELÉCTRICAS

Propone rrogar por un año la vigencia de los contratos de concesión de las hidroeléctricas  y a partir de 2024, al término del plazo contractual prorrogado las centrales pertenecientes a la ex empresa Hidronor SA, revertirán al estado nacional tal lo previsto en los contratos firmados en 1993.

Se fijarán con criterios técnicos un nuevo sistema de tarifario para la retribución de la energía generada por las centrales hidroeléctricas de jurisdicción nacional, el nuevo sistema tarifario retribuirá la totalidad de los costos operativos y los costos de operación y mantenimiento de las centrales. Asimismo, deberá proveer los fondos para financiar la extensión de la vida útil de las instalaciones.

Luego el Estado Nacional podrá firmar contratos del tipo COM (operación y mantenimiento) con el sector privado para cada una de la centrales

BLANQUEO DE SUBSIDIOS Y REVISIÓN TARIFARIA

El registro en el monto de subsidios del 2022 alcanzó los US$ 12.500 millones. Este número exorbitante esconde importantes deudas al interior de la cadena de pagos de la energía que ponen en serio riesgo su funcionamiento

En ese marco conceptual se requiere llevar a cabo una Recomposición tarifaria y una focalización de subsidios. En este sentido, la política de subsidios tendrá un norte: la focalización de los mismos solo en la población vulnerable, quienes deberán acreditar su condición ya sea a través de las bases de datos con las que cuenta el Estado Nacional o a través de un sistema de presentación espontánea con asignación de beneficios condicionados a la comprobación previa de medios de vida.

El resto de la demanda deberá recorrer un sendero de recomposición que finalice con precios reconociendo la totalidad del costo de la energía consumida y propone la realización de una Revisión Tarifaria Extraordinaria en electricidad y gas natural en los primeros 180 días

IAE: PROGRAMA DE POLÍTICA ENERGÉTICA 2023-2027

1. EL MARCO CONCEPTUAL DE NUESTRA POLITICA ENERGETICA

1.1. La política energética argentina para el periodo 2023-2027 se expresará en un Plan Energético elaborado por el Estado nacional por medio de las instituciones que le son propias y aprobado por una ley del Congreso de la Nación.

1.2. El Plan Energético explicitará los objetivos de largo plazo y las metas correspondientes de corto y mediano plazo, así como también las fuentes de financiamiento públicas y/o privadas de las obras.

1.3. El Plan Energético tendrá como objetivo satisfacer la demanda interna de energía a precios competitivos para nuestra industria y accesibles para nuestra población, respetando los compromisos de descarbonización asumidos y procurando alcanzar el autoabastecimiento, promoviendo al mismo tiempo la generación de saldos exportables.

1.4. El Estado nacional y los estados provinciales harán previsiones presupuestarias justas y razonables para subsidiar total o parciamente el acceso a la energía de la población que lo requiera para la integración social de la misma.

1.5. La Planificación Energética tendrá también como objetivo cumplir en tiempo y forma los compromisos asumidos por nuestro país con la comunidad internacional en el marco de la Transición Energética y el Acuerdo de Paris, procurando una matriz energética sustentable.

2. EL PLANEAMIENTO ENERGÉTICO: HERRAMIENTA PARA EL DESARROLLO Y PARA LA FORMULACIÓN DE POLITICAS REGIONALES

2.1. El Poder Ejecutivo encomendará a la Secretaría de Energía de la Nación la elaboración de un Plan Energético nacional de largo plazo. Dicho plan deberá 2 articularse con el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación Contra el Cambio Climático y las NDC que nuestro país acuerde frente a la comunidad internacional.

2.2. El Plan Energético deberá tener como principios rectores la seguridad e independencia energética, la eficiencia energética, la equidad territorial, la diversificación de la matriz energética y la descarbonización.

2.3. Para su realización la Secretaría de Energía deberá utilizar los recursos humanos existentes en el Estado nacional que serán ampliados con los aportes no vinculantes de instituciones de prestigio incluyendo entidades académicas y organismos científico-técnicos en al área energética, el medio ambiente y el cambio climático.

2.4. Las Provincias y la CABA integrarán los equipos de trabajo a través del Consejo Federal de la Energía Eléctrica y otras instituciones existentes, o a crearse, para la correcta aplicación de la Constitución Nacional en los artículos pertinentes.

2.5. El Plan Energético una vez aprobado por el Poder Ejecutivo será enviado al Congreso Nacional para su aprobación por Ley y entrará en vigencia una vez que se promulgue la ley respectiva. El Plan será de largo plazo y revisable cada 5 años. 2.6. Argentina propondrá y acordará con los países socios del MERCOSUR una posición unificada del subcontinente para presentar en forma colectiva, en todos los ámbitos correspondientes, los compromisos de la región en la transición energética.

3. IMPLEMENTACION DE UN PROCESO ORDENADO Y CONSENSUADO PARA LA PRODUCCIÓN Y VALORIZACIÓN DE NUESTROS HIDROCARBUROS

3.1. Se formulará un programa de producción de petróleo y gas en Vaca Muerta 2023-2028.

3.2. El programa se acordará entre las provincias productoras titulares del recurso, la Nación y las empresas productoras titulares de las áreas concesionadas en las jurisdicciones provinciales.

3.3. Los precios en boca de pozo serán los que se correspondan con un net back de precios FOB exportación de cada producto.

3.4. El mismo principio de fijación de precios se aplicará a la producción de gas natural, aplicable al momento que Argentina se transforme en exportador neto de gas, mientras ello no ocurra se mantendrá el sistema de licitaciones/subasta vigente.

3.5. Se formulará un programa de certificación de reservas auditadas 2023-2028.

3.6. Se formulará un programa consensuado de exploración en todas las cuencas convencionales de jurisdicción nacional, ubicadas en la plataforma continental, y de jurisdicción provincial.

3.7. Se eliminan los precios internos sostén para el petróleo crudo tipo barril criollo o similar.

3.8. Elaboración de un plan de transporte de hidrocarburos con las licenciatarias de transporte. El mismo incluye la siguiente lista no taxativa: ▪ Plan de obras de expansión y/o ampliación de gasoductos 2023-2028. ▪ Plan de obras de concesionarias de transporte de hidrocarburos líquidos.

3.9. Determinación de las exportaciones de gas natural 2023-2028 que incluye: ▪ Exportaciones a Brasil via Uruguayana. ▪ Substitución de importaciones de gas boliviano en el período 2023-2026 ▪ Exportaciones a Chile. ▪ Exportaciones de GNL.

3.10. Regularización inmediata del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) que incluye: ▪ Cese inmediato de la intervención y normalización institucional según lo previsto en el marco regulatorio del gas natural (Ley 24.076). ▪ Exigir a los interventores, designados por el poder ejecutivo, un informe detallado de las anomalías detectadas y solucionadas durante el periodo de intervención (2019-2023) y envío del mismo para su consideración al Congreso Nacional.

3.11. Criterios de fijación de los precios mayoristas del petróleo y del gas natural 2023-2027: ▪ Los precios del petróleo en boca de pozo se regirán por el siguiente criterio: en boca de pozo regirán los precios correspondientes al valor de FOB exportación del crudo menos los costos económicos de transporte incurridos entre la boca del pozo del yacimiento productor hasta el punto de exportación correspondiente. ▪ Los precios de venta de productores a refinerías nacionales se regirán por el siguiente criterio: precio en boca de pozo de la cuenca respectiva más el costo de transporte auditado desde boca de pozo hasta la refinería respectiva. ▪ El precio de gas en boca de pozo surgirá de los siguientes criterios: o Licitación o subasta competitiva, respetando los contratos suscriptos en el marco del actual Plan Gas o bien valor FOB exportación menos los costos de transporte reales pagados a las transportistas de gas natural hasta el punto de exportación. o En el caso del GNL se adicionarán los costos reales de la planta de licuefacción. ▪ Precios de otros productos energéticos exportables. Los precios de comercialización en el mercado interno se alinearán con los precios FOB de los productos que se exporten.

3.12. Se promoverá la derogación de la ley de zonas frías para el gas natural por estar basada en subsidios energéticos irracionales desde el punto de vista técnico, por ser socialmente innecesarios y por conspirar contra la eficiencia energética.

3.13. Se promoverá el incremento del uso de biocombustibles certificados (es decir, que no hayan sido producidos a partir de desmonte de bosque natural) por ejemplo biodiesel, SAF, bioetanol, biometano, HVO, para todos los usos en los que puedan reemplazar a los combustibles fósiles así como diversificar y descarbonizar la matriz energética del país. Se redactará una nueva ley de biocombustibles en concordancia con el plan energético nacional.

4. EL REORDENAMIENTO DEL SECTOR ELECTRICO: UNA PRIORIDAD POLITICA DE PRIMER ORDEN

4.1. Regularización inmediata del Ente Nacional de la Regulación de la Electricidad (ENRE).

4.2. Cese inmediato de la intervención y normalización institucional según lo previsto en el marco regulatorio de la energía eléctrica (Ley 24.065).

4.3. Exigir a los interventores designados por el poder ejecutivo un informe detallando las anomalías detectadas y solucionadas durante el periodo de intervención (2019-2023) y envío del mismo para su consideración al congreso nacional.

4.4. Regularización institucional inmediata de CAMMESA. Cammesa debe dejar de ser el mayor canalizador de subsidios del estado nacional a los actores del mercado eléctrico y debe concentrarse en su función específica: ▪ Realizar el despacho nacional de cargas. ▪ Administrar las transacciones entre los actores del mercado eléctrico mayorista (generadores; transportistas, grandes usuarios; y distribuidoras de electricidad con demanda cautiva). ▪ Cammesa no comprará ni venderá energía. ▪ Cammesa no firmará contratos de compra de centrales ni fijará precios a las mismas. ▪ Cammesa no emitirá garantías en nombre del estado nacional de ningún tipo. ▪ Cammesa no intervendrá en la compra ni en la venta de combustibles de ningún tipo y se abstendrá de intermediar entre productores de combustibles y generadores del MEM. ▪ Cammesa deberá modificar los procedimientos para la operación, despacho y cálculo de precios (res. 61/91 y sus modificatorias) adecuando los mismos a los criterios anteriormente mencionados.

4.5. Vencimiento de las concesiones de explotación de centrales hidroeléctricas otorgadas en 1993. A tal efecto se propone: ▪ Prorrogar por un año la vigencia de los contratos de acuerdo a lo previsto en los contratos de concesión. ▪ A partir de 2024 al término del plazo contractual prorrogado las centrales pertenecientes a la ex empresa Hidronor SA revertirán al estado nacional tal lo previsto en los contratos firmados en 1993.  ▪ Se fijarán con criterios técnicos un nuevo sistema de tarifario para la retribución de la energía generada por las centrales hidroeléctricas de jurisdicción nacional, el nuevo sistema tarifario retribuirá la totalidad de los costos operativos y los costos de operación y mantenimiento de las centrales. Asimismo, deberá proveer los fondos para financiar la extensión de la vida útil de las instalaciones. ▪ Luego el Estado Nacional podrá firmar contratos del tipo COM (operación y mantenimiento) con el sector privado para cada una de la centrales.

4.6. Creación de una comisión técnica para el análisis y propuesta de modificación del marco regulatorio eléctrico de la Ley 24.065. Se creará una comisión asesora, presidida por la Secretaria de Energía de la Nación e integrada por expertos eléctricos reconocidos, entidades académicas, ONG reconocidas del sector eléctrico y representantes de las cámaras empresarias representantes de los actores del mercado eléctrico mayorista con el objeto de evaluar las modificaciones a introducir en el texto del marco regulatorio eléctrico vigente (leyes 24.065 y 15.336).

Dicha comisión evaluará criterios de tarificación eléctrica alternativos a los vigentes que promuevan mayor equidad en la fijación de las tarifas, entre ellos la tarifa uniforme para todo el territorio nacional determinando un sistema racional y autosuficiente para la absorción y reparto de la totalidad de los costos incurridos. La comisión debe expedirse en un plazo de 180 días con la propuesta de un texto modificatorio. El texto una vez consensuado será enviado por el poder ejecutivo al congreso nacional para su tratamiento.

4.7. Realización de un estudio exhaustivo del estado actual del parque nacional de generación eléctrica y determinación de las necesidades de ampliación y reemplazo de centrales obsoletas en el periodo 2023-2028. Se ha diagnosticado la existencia de una muy baja disponibilidad del parque de generación en los días de alta demanda eléctrica. Ha ocurrido este fenómeno en los días recientes de alta demanda en que se constató que un tercio del parque de generación permaneció fuera de servicio por causas diversas que obligaron a realizar importaciones de urgencia para evitar cortes masivos a la población. Es fundamental realizar en forma prioritaria este estudio que permita conocer la realidad técnica y el estado real de este parque indisponible. Como resultado obtendremos una magnitud de la inversión pública o privada que será necesario realizar para asegurar a los 47 millones de habitantes de Argentina, energía eléctrica segura y de precio competitivo.

5. UNIFICACION DE LOS ENTES REGULADORES ENERGETICOS NACIONALES (ENRE Y ENARGAS)

Una vez que se hayan regularizado los Entes Reguladores Energéticos Nacionales (ENRE y ENARGAS), y que se hayan elevado los informes de los interventores sobre las anomalías detectadas y resueltas por las intervenciones, se proyectará la unificación de ambos entes en un ente único para la regulación de gas natural y la electricidad en la jurisdicción nacional.

6. REVISION DE PROYECTOS Y EMPRENDIMIENTO CRITICOS QUE NO HAN PROBADO HASTA EL PRESENTE SU FACTIBILIDAD INTEGRAL

6.1. Se revisarán los siguientes proyectos y obras en lo relativo a la conveniencia de continuar o promover su modificación para hacerlos viables; o eventualmente, su cancelación definitiva en caso de confirmarse su inviabilidad: ▪ Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT). ▪ Central Nuclear Atucha III. ▪ Centrales Hidroeléctricas del Río Santa Cruz. ▪ Central Térmica Belgrano II. ▪ Sistema de Transporte de Alta Tensión para el transporte de la Energía Generada en los aprovechamientos Cóndor Cliff y La Barrancosa sobre el curso del rio Santa Cruz. ▪ Redefinición de las cantidades de importación y de los precios de importación de gas natural de Bolivia para el periodo 2023-2026. ▪ Definición de la 2da. etapa del proyecto gasoducto Néstor Kirchner (aún no iniciado).

7. REALIZAR UN BLANQUEO Y SANEAMIENTO DE LA ECONOMIA ENERGETICA NACIONAL INCLUYENDO UNA URGENTE REVISION TARIFARIA INTEGRAL

7.1. El registro en el monto de subsidios del 2022 alcanzó los USD 12.500 millones. Este número exorbitante esconde importantes deudas al interior de la cadena de pagos de la energía que ponen en serio riesgo su funcionamiento: ▪ Más de $ 600.000 millones es el endeudamiento de las distribuidoras eléctricas con CAMMESA por energía vendida. Casi $ 50.000 millones por compensaciones correspondientes al Plan Gas 4 (desde enero 2021 a septiembre 2022 solo se pagan el 54% de las compensaciones). ▪ Deudas de las distribuidoras de gas con productores por más de $80.000 millones. ▪ Existen deudas de CAMMESA con generadores que, como contracara, muestran por que el 30% del parque de generación se encuentra fuera de servicio dejando en evidencia el enorme problema financiero del sector que se suma a la ya pesada mochila de subsidios que presentan las cuentas públicas. 

7.2. En ese marco conceptual se requiere llevar a cabo una Recomposición tarifaria y una focalización de subsidios. En este sentido, la política de subsidios tendrá un norte: la focalización de los mismos solo en la población vulnerable, quienes deberán acreditar su condición ya sea a través de las bases de datos con las que cuenta el Estado Nacional o a través de un sistema de presentación espontánea con asignación de beneficios condicionados a la comprobación previa de medios de vida. El resto de la demanda deberá recorrer un sendero de recomposición que finalice con precios reconociendo la totalidad del costo de la energía consumida.

7.3. Realización de una Revisión Tarifaria Extraordinaria en electricidad y gas natural en los primeros 180 días.