¿Asignación planificada o laissez faire? La lógica
del mercado puede generar obstáculos para el futuro. Una estrategia
energética para los próximos 10 años debería
basarse en las potencialidades del gas natural.
Las reglas de juego del mercado han demostrado logros y ventajas respecto
del esquema de asignación planificada. El problema de la operatividad
del mercado es la miopía del largo plazo. De allí que, aun
cuando se privilegie su funcionamiento, no se puede resignar la importancia
de contar con una estrategia energética.
El largo plazo revela que la oferta de energía primaria en la
Argentina acentúa su dependencia de los hidrocarburos. A mayor crecimiento
económico, mayor dependencia. El sistema gasífero colmará
su capacidad máxima de transporte (90 millones de metros cúbicos
por día) a principios del siglo XXI y se prevén importantes
expansiones en los gasoductos del Sur y del Norte en el 2004.
Al decrecer la influencia del gran aporte hidroeléctrico en los
primeros años del próximo siglo, la oferta de este energético
vuelve a depender del parque térmico alimentado por gas natural
(ciclo combinado). Debe recordarse que la demanda de energía eléctrica
creció en los últimos años a un ritmo de 6% anual.
La lógica del laissez faire puede complicar el escenario futuro.
La presión de demanda interna sobre el gas natural – que
seguirá siendo el recurso energético relativamente abundante
de la próxima década – debe ser compatibilizada
con la necesidad de aprovechar las oportunidades de exportación
al mercado regional (Chile, Brasil, Uruguay). El desarrollo de nuevas reservas
gasíferas y el sendero de precios del gas natural, a la vez, son
claves para despejar incertidumbres en el mercado eléctrico.
La comercialización spot en el mercado mayorista eléctrico
está sujeta a precios fijados por el Despacho Nacional de Cargas
(Cammesa) en función de “costos marginales de corto plazo”. Por
esta metodología, el precio mayorista de la energía eléctrica
para los generadores privados se fija cada hora, de acuerdo con el último
MW que ingresa al sistema para atender la demanda. Los generadores se ordenan
según su eficiencia y entran primero al sistema los que tienen menores
costos de producción.
Cuanto mayor es el déficit de oferta, mayor es el precio de la
electricidad, porque entran en servicio las unidades de generación
menos eficientes. Las usinas hidroeléctricas tienen que ofrecer
la electricidad al precio más bajo posible, en caso extremo sólo
para cubrir el costo variable – o sea, dejando afuera la amortización
y el interés del capital invertido – , ya que de lo contrario
tienen que tirar el agua por el vertedero.
Con abundancia de generación hidroeléctrica, las usinas
térmicas más obsoletas se quedan sin demanda. Como a la vez
el “costo marginal de corto plazo” puede ser de alta variabilidad en el
tiempo (hidraulicidad, fallas de equipos importantes, disponiblidad y precio
de los combustibles), es muy riesgosa la renovación de equipos en
el parque térmico.
Cuando vuelva a crecer la importancia relativa del parque térmico,
si se responde con las viejas máquinas, la lógica marginalista
llevará a escenarios de electricidad cara. Esto puede evitarse si
se han llevado adelante los proyectos de generación térmica
a partir del gas natural. De allí la importancia de despejar incertidumbres
respecto de este mercado.
La estrategia energética de la próxima década descansa
en las potencialidades del gas natural: en su capacidad de seguir sustituyendo
líquidos y de dar estabilidad a los precios de la electricidad.
Para apuntalar esta estrategia hay que promover el desarrollo del gas por
cable y definir parámetros que den automaticidad a las exportaciones
de gas natural. Una nueva oferta exploratoria debe establecer parámetros
económicos diferenciales para la exploración en cuencas no
productivas.