Política

Qué política energética propone el Instituto Mosconi

En el Programa de política energética para el 2023-2027, el IAE establece pilares para la transición energética, Vaca Muerta, hidroeléctricas y otros temas.

Por estos días el Instituto Argentino de la Energía "General Mosconi" (IAE) difundió su “Programa de política energética para el 2023-2027”. ¿Qué recomiendan para enfrentar el desafío de la transición, el desarrollo de Vaca Muerta, las concesiones hidroeléctricas y la maraña de los subsidios, entre otros temas?

Para empezar, se plantea la necesidad de establecer un marco conceptual que considere la elaboración de un plan energético aprobado por el Congreso de la Nación en el que se definan metas de corto, mediano y largo plazo. Ese plan debe, según el IAE, tener como objetivo satisfacer la demanda interna de energía a precios competitivos para la industria y accesibles para la gente de a pie.

El plan estratégico

“El poder ejecutivo encomendará a la Secretaría de Energía la elaboración de un Plan Energético nacional de largo plazo”, que deberá tener como pilares la seguridad e independencia energética, la eficiencia energética, la equidad territorial, la diversificación de la matriz energética y la descarbonización.

Según el IAE, el Plan Energético una vez aprobado por el Poder Ejecutivo será enviado al Congreso Nacional para su aprobación por Ley, y “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”.

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Producción ordenada

El documento plantea que se formularán planes para: - producción de petróleo en Vaca Muerta 2023-2028; -de exploración en todas las cuencas convencionales de jurisdicción nacional ubicadas en la plataforma continental y jurisdicción provincial; y, finalmente, de transporte de hidrocarburos con las licenciatarias de transporte.

En cuanto a los valores, los especialistas aseguran que “los precios en boca de pozo serán los que se correspondan con un net back de precios FOB exportación de cada producto. IDEM de producción de gas natural. Se eliminan los precios internos de sostén para el petróleo crudo tipo barril criollo o similar”.

Se sugiere la “determinación de las exportaciones de gas natural 2023-2028 que incluye: Exportaciones a Brasil via Uruguayana, Substitución de importaciones de gas boliviano, Exportaciones a Chile y de GNL a Europa”.

Asimismo, remarcan la importancia de la “regularización inmediata del ente nacional regulador del gas (ENARGAS) que incluye: Cese inmediato de la intervención y normalización institucional (...) y 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”.

Por otro lado, se propone 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 (pro-ricos)”.

Terminando el apartado, aseguran que “se promoverá el incremento del uso de biocombustibles certificados (es decir que no hayan sido producidos a partir de desmonte de bosque natural) (...) y se redactará una nueva ley de biocombustibles en concordancia con el plan energético nacional”.

Reordenamiento del sector eléctrico, una prioridad

En este punto, el informe comienza claro como el agua clara: regularización inmediata del Ente Nacional de la Regulación de la Electricidad (ENRE) y de Cammesa, que“debe dejar de ser un canalizador ilegal de subsidios del estado nacional a los actores del mercado eléctrico”.

“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”, explican.

En cuanto al vencimiento de las concesiones de explotación de centrales hidroeléctricas otorgadas en 1993, el IAE propone: “Prorrogar por un año la vigencia de los contratos de acuerdo a lo previsto en los contratos de concesión (hecho por el Gobierno Nacional); a partir de 2024 al término del plazo contractual prorrogado las centrales revertirán al estado nacional; 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”.

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Bajo la lupa

Los especialistas proponen revisar 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.
  • 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 río Santa Cruz.
  • Redefinición de las cantidades de importación y de los precios de importación de gas natural de Bolivia para el periodo 2023-2026.
  • Decidir la 2da. etapa del proyecto gasoducto Néstor Kirchner (aún no iniciado).

La maraña de los subsidios

“El registro en el monto de subsidios del 2022 alcanzará los USD 13.000 millones. Este número exorbitante esconde importantes deudas al interior de la cadena de pagos de la energía que ponen en serio riesgo su funcionamiento”, así comienza una exhaustiva lista de números que grafican el estado de situación.

Un repaso rápido: Más de $500.000 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 40% 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.

“En ese marco conceptual se requiere llevar a cabo una Recomposición tarifaria y una focalización de subsidios. 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 la realización de una Revisión Tarifaria Extraordinaria en electricidad y gas natural en los primeros 180 días”

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