Energía y política tarifaria: Avances, problemas, reformas. Fernando Navajas FIEL AAEP Fundación Alem Martes 24 de Abril de 2018

Transcripción

1 Energía y política tarifaria: Avances, problemas, reformas Fernando Navajas FIEL AAEP Fundación Alem Martes 24 de Abril de 2018

2 Foro de Política Energética para el Desarrollo Sustentable UCR Comité Nacional Energía en la Argentina: Diagnósticos, Desafíos y Opciones Fernando Navajas Agosto 26, 2010 Buenos Aires

3 Transición requiere preguntarse primero a dónde se quiere llegar como esquema permanente 1. Régimen upstream en petróleo y gas 2. Mercado Eléctrico 3. Mercado del gas 4. Regulación de infraestructura 1. Formación de precios de petróleo y gas natural 2. Energía Eléctrica 3. Transporte y distribución 1. Convergencia de precios de petróleo y gas natural 2. Convergencia en energía eléctrica 3. Convergencia márgenes de transporte y distribución 4. Secuencias

4 Porque los impactos van a ir más allá del grupo objetivo de una tarifa social Intuición: Los valores para 2010 son la mitad de los de 2005 Pero con el salto tarifario de largo plazo pueden terminar siendo mayores a 2005 La mitad de abajo está en situación de impacto o vulnerabilidad

5 Dos frases de la semana pasada La actual suba de tarifas y de reducción de subsidios a la energía es la mejor política del gobierno, no tiene ninguna falla. Los que critican no tienen ninguna propuesta mejor

6 en serio? Esta presentación sostiene que lo de ninguna falla, ninguna propuesta simplemente no es cierto. La cosa es más compleja e interesante. La reducción de subsidios ya era política de estado en 2015 y ha logrado importantes avances en estos 2+ años de gobierno. Existen problemas sectoriales y de coordinación macro en la estrategia de reducción de subsidios Se plantean importantes correcciones que van en la línea de propuestas hechas en 2015 y no escuchadas. Se requiere una reforma de la política basada en reglas e instituciones más creíbles.

7 Subsidios a la energía: datos crudos

8 Reducción de subsidios a diciembre 2017 (fuente: ASAP) Diciembre 2015 Total : usd 26.6 bn ; 82% current, 18% capital. >5% del GDP. Energía: usd 18.2 bn (68%); 82% corrientes. >3% del GDP Electricity: usd 9.7 bn Natural Gas: usd 5 bn Diciembre 2017 Total: usd 14.9 bn; 83% corriente; 2.4% del PBI Energía: usd 8,6 bn; 87% corriente; 1.3% del PBI Electricity: usd 4.4 bn Natural Gas: usd 2.3 bn + Deuda est. de 1.6 bn Reducción Dic 2017 Dic 2015: Usd 11.7 bn, 2.8% del GDP; 83% (9.7 bn, 1.7% del PBI) explicados por energía. De los cuales 5.3 bn vienen de electricidad y 2.7 bn del gas natural, con una deuda de 1.6 bn 2017/2016 energia: Dic bn, se reducen 6.6 bn en 2017, 1% del PIB. De los cuales 3.9 bn de electricidad y 1.7 bn de gas (1.4 bn del plan gas, menor a la deuda acumulada).

9 30,000 Total subsidios* Acumulado últimos 12 meses 25,000 Subsidios de capital Subsidios corrientes 20,000 Millones de USD 15,000 10,000 5,000 0 Feb-15 Mar-15 Apr-15 May-15 Jun-15 Jul-15 Aug-15 Sep-15 Oct-15 Nov-15 Dec-15 Jan-16 Feb-16 Mar-16 Apr-16 May-16 Jun-16 Jul-16 Aug-16 Sep-16 Oct-16 Nov-16 Dec-16 Jan-17 Feb-17 Mar-17 Apr-17 May-17 Jun-17 Jul-17 Aug-17 Sep-17 Oct-17 Nov-17 Dec-17 *Netos de organismos provinciales

10 30,000 Sector energético* Acumulado últimos 12 meses 25,000 Subsidios de capital Subsidios corrientes 20,000 Millones de USD 15,000 10,000 5,000 0 Feb-15 Mar-15 Apr-15 May-15 Jun-15 Jul-15 Aug-15 Sep-15 Oct-15 Nov-15 Dec-15 Jan-16 Feb-16 Mar-16 Apr-16 May-16 Jun-16 Jul-16 Aug-16 Sep-16 Oct-16 Nov-16 Dec-16 Jan-17 Feb-17 Mar-17 Apr-17 May-17 Jun-17 Jul-17 Aug-17 Sep-17 Oct-17 Nov-17 Dec-17 *Neto de organismos provinciales

11 14,000 Subsidios CAMMESA Acumulado últimos 12 meses 12,000 10,000 Millones de USD 8,000 6,000 4,000 2,000 0

12 10,000 Subsidios al sector gasífero Acumulado últimos 12 meses Plan Gas ENARSA capital ENARSA corriente 8,000 Millones de USD 6,000 4,000 2,000 0

13 Subsidios a la energía: otra perspectiva

14 Entendiendo el tamaño de las transferencias Reducción de subsidios no es equivalente a reducción de gasto público. Es similar a un cierre fiscal por suba de impuestos. Es mucho mayor que la cifra de 18.2 bn o 3% del PBI del punto de partida en Porqué? 1. Precio internacional de la energía 2. Tipo de cambio real 3. Costos (Precio que percibe la oferta ) a los que estamos yendo en energía y potencia 4. Márgenes de transporte y distribución 5. Impuestos ( Foregone revenues ) Todos agrandan la magnitud de la transferencia. a cuánto? Respuesta: Agregan otros 16.5 bn!!!!!

15 Estimando estos ajustes 1. Precio internacional de la energía. El de 2015 no es el de largo plazo. Sin embargo la Argentina tenía precios externos demasiados altos en LNG y precio sostén en petróleo. Hoy efecto no muerde. 2. Tipo de cambio real. El de 2015 no es el e largo plazo (Navajas, 2015). Tipo de cambio real +30% implica 4.5 bn adicionales a reducir. 3. Costos. Los de los subsidios de 2015 no son los de largo plazo. Eran de 4 dólares promedio MMBTU para gas y 60 para electricidad. Van a ser al menos 25% más en gas y 30% en electricidad. Agregan 3.5 bn adicionales 4. Márgenes de T+D de equilibrio no están en lo subsidios fiscales de partida. Agregan 3.5 bn adicionales 5. Impuestos. Los de 2015 son ad-valorem a las mismas tasas de hoy, pero sobre precios deprimidos. Estimando casi 20% sobre el cierre total de subsidios de 2015 mas ajustes ( =26.5) agregan 5 bn adicionales

16 Los efectos de ajuste requerían (y requieren) ser anticipados Efectos 1. Precio internacional de la energía 2. Tipo de cambio real 3. Costos (Precio que percibe la oferta ) a los que estamos yendo en energía y potencia 4. Márgenes de transporte y distribución 5. Impuestos ( Foregone revenues ) Soluciones 1. Competencia para bajar precios de frontera 2. Poco para hacer (coordinación macro, Navajas, 2015) 3. Diseño de mercados mayoristas competencia. Talón de Aquiles #1 del programa (Navajas, 2010) 4. Eficiencia regulatoria 5. Reforma tributaria federal en

17 Reflexiones finales Primero reconocer que esta es una operación de transferencia colosal de ingresos desde la demanda, equivalente a 5 puntos del PIB, la mitad sobre las familias. Segundo que esto impone gradualismo. Ir demasiado rápido puede no ser sostenible. Modelo de ciclo N 10: Pueden existir equilibrios múltiples. La demanda corre de atrás a costos que suben y suben. Se requiere coordinación macro más explícita Y tener muy bien definido, institucionalmente y con qué reglas, adónde vamos en materia de formación de precios mayoristas de la energía y de tarifas de T+D A 2+ años de gobierno todavía no están bien definidos MINEN+Hacienda+Ente Unico+CNDC

18 Ajustes de precios y tarifas 18

19 El ciclo tarifario real N 10

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21 El sendero del ciclo N 10 p 2 * Mínimo inicial que acepta la oferta Pre-intervención Postintervención p 2 =q 2 q 2 * p 0 =q 0 equilibrio Máximo inicial que paga la demanda intervención q 1

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23 Electricidad: Cargo Variable +50% en términos reales; uniforme Cargo Fijo -11%, +74% ; no uniforme: de -34% a +752% real Tabla 1. Edenor: Tarifas finales del servicio eléctrico en CABA, dic feb-2018, en valores de feb-2018 Cargos fijos CABA ($/mes) Cargos variables CABA ($/kwh) Factura total, $/mes, sin impuestos (promedio anual) dic-01 feb-18 dic-01 feb-18 dic-01 feb-18 Variación % factura total R1 43,2 28,4 1,568 1, ,3 251,9-9% R2 157,7 50,7 0,813 1, ,9 496,8 18% R3 157,7 84,6 0,813 1, ,8 669,1 39% R4 157,7 99,6 0,813 1, ,5 792,8 51% R5 157,7 151,4 0,813 1, ,1 960,7 70% R6 157,7 298,3 0,813 1, ,4 1270,5 97% R7 157,7 777,6 0,813 1, ,7 2010,4 177% R8 157,7 1116,0 0,813 1, ,8 3280,8 153% R9 157,7 1343,8 0,813 1, ,6 5327,8 199% Prom R* 127,0 112,6 1,015 1, ,5 636,3 43% Prom R** 146,5 254,1 0,886 1, ,1 1118,3 88% T1-G1 110,8 292,5 3,620 2, ,7 1402,9-10% T1-G2 828,6 292,5 2,729 3, ,9 3450,5-3% * Ponderación según el número de usuarios en cada sub-categoría. ** Ponderación según la participación del consumo de cada sub-categoría en el consumo residencial total (ENGH ).

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25 Comparación internacional de la RTI 0.35 R9 2018

26 Cargos fijos que van de 2 a 65 dólares según nivel de consumo en la Argentina

27 Gas Natural: Cargo Variable +150%, +195% en términos reales Cargo Fijo +56%, 141% ; no uniforme: de -12% a 295% real Tabla 2. Metrogas: Tarifas finales del servicio eléctrico en CABA, dic feb-2018, en valores de abr-2018 Cargos fijos CABA ($/mes) Cargos variables CABA ($/m3) Factura total, $/mes, sin impuestos (promedio anual) dic-01 abr-18 dic-01 abr-18 dic-01 abr-18 Variación % factura total R1 77,8 68,8 2,89 5,51 151,7 183,6 21% R2 77,8 72,7 2,89 5,51 216,1 336,7 56% R3 77,8 83,1 2,89 5,96 252,2 443,1 76% R4 77,8 94,0 2,89 6,14 294,3 554,8 89% R5 77,8 122,5 2,89 7,75 348,4 848,9 144% R6 77,8 142,1 2,89 7,75 408,6 1029,9 152% R8 77,8 190,4 2,89 8,69 474,7 1384,7 192% R9 77,8 308,0 2,89 9,40 919,7 3048,4 231% Prom R* 77,8 120,7 2,89 6,62 330,2 819,8 148% Prom R** 77,8 186,8 2,89 7,79 540,6 1594,1 195% SG-P 110,0 173,7 2,62 3, , ,6 36% SG-G 107,3 656,6 1,75 5, , ,0 199% * Ponderación según el número de usuarios en cada sub-categoría. ** Ponderación según la participación del consumo de cada sub-categoría en el consumo residencial total (ENGH ). Observación: 2001 había tarifa mínima de $ 13,045/bimestre. Se supone incidencia del 10% sobre factura total de R1, agregada.

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29 Problema de los analistas #1: Qué ponderadores estamos usando?

30 Problema de los analistas #2: Qué ponderadores de tarifa social por categoría tarifaria estamos usando?

31 Impuestos 31

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