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domingo, 24 de julio de 2016

Opción para aumentar las tarifas eléctricas pausadamente

El pasado 6 de junio escribí un artículo que daba una opción de aumentar las tarifas pero de manera que el usuario las pudiera pagar. Los aumentos tarifarios que se vieron hasta ahora despertaron a la gente que usaba el gas natural y la electricidad como si crecieran en los árboles.
El gobierno diseñó un ajuste tarifario que tuvo un impacto tan grande en la población que todos tenemos ejemplos de incrementos que hacen dudar si el profesionalismo y la equidad que debe primar en la acción del Estado fueron buscados o se olvidaron en el apuro por ajustar.
El gobierno aumentó las tarifas en forma abrupta. Cierto es que han pasado 12 años con una demora inexplicable, pero demora al fin, de un incremento tarifario sin contemplar los aumentos de salarios otorgados en 12 años, la inflación creciente y la imperiosa necesidad de obras de mantenimiento y ampliación en sus áreas de concesión por el crecimiento de la demanda. Sin embargo, es demasiado pedir que la gente pueda pagar un aumento tan grande sin la ayuda correspondiente. No consumir no es una solución aceptable.
Como el origen del incremento es financiero (ajustar hoy lo que debías haber hecho ayer) yo planteaba en el artículo mencionado que los generadores, transportistas y distribuidores de electricidad debían cobrar el 100% de la tarifa que determinase el Ente Regulador. Por otro lado, el gobierno debía salir en auxilio de la gente y organizar a través de CAMMESA un bono que supliera la diferencia entre el 100% de la tarifa y un progresivo aumento de pagos, para que la gente no se ahogase económica ni financieramente. Los usuarios residenciales pagarían en 36 meses y las Pymes en 18. El bono cotizaría en la Bolsa de Comercio haciéndolo un instrumento de inversión y aliviando enteramente al gobierno de la carga fiscal.
Una alternativa complementaria a este bono sería segmentar la demanda residencial y de Pymes para aparearla con la generación que es propiedad del gobierno. Es decir las hidroeléctricas Salto Grande, Yacyretá, las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse. Así se podría poner un paraguas que proteja al menos a un 79% de esa demanda. Si se incluyen a las  nuevas centrales de ciclo combinado Belgrano y San Martín cubrimos más que enteramente la demanda residencial y de pequeños comerciantes e industriales.
El objetivo de este proceder es ganar tiempo para hacer el ajuste en forma pausada sin que las cuentas fiscales se resientan fuertemente ya que el combustible de Yacyretá y Salto Grande es el agua y el costo nuclear es muy bajo. Solamente hay que financiar los gastos operativos de las centrales y el costo de combustible de las dos térmicas nuevas que el Estado pagó al contado. Veamos cómo hacerlo.

Según el informe de ADEERA para el 2015, las distribuidoras eléctricas de todo el país sirvieron a 13,6 millones de usuarios (Edenor y Edesur = 5,3 millones). De este universo 12,9 millones de usuarios corresponden a tarifa residencial con consumos inferiores a 1400 kWh/bimestre y a Pymes con consumos inferiores a 4000 kWh/bim. Ellos representan el 95% de los usuarios de todo el país.
Sin embargo esa misma gente consumió en 2015 solamente el 28% de la energía generada. Esto es:


Estas tres categorías son las de menor kWh por usuario y si se quiere proteger a la mayor cantidad de gente del necesario ajuste de tarifas que hay que sin dudas hacer, ellas deberían ser las beneficiarias.

Hacerlo con el menor costo fiscal posible
La generación hidroeléctrica de las Centrales Binacionales Yacyretá y Salto Grande del año 2015 fue equivalente al 61% del consumo residencial y Pymes. Las centrales nucleares fueron el 18%, las centrales térmicas Gral. Belgrano y San Martín el 30%. Se supera con esta generación la demanda a beneficiar y si bien no es la solución definitiva es una herramienta que puede usarse  para comprar tiempo y ajustar las tarifas moderadamente.

Ajuste Tarifario
Si durante más de 12 años las tarifas eléctricas no reconocieron los aumentos de costos en el Valor Agregado de Distribución. Si el costo del combustible de generación para el sistema se estableció en $ 120 MWh y se mantuvo inalterado durante años, claramente se ve que las tarifas necesitan reajustarse. Nadie puede negar esto.
Ahora bien, la ley 24.065 establece que es el ENRE el organismo adecuado para revisar las tarifas. Es el cuerpo profesional que evalúa las propuestas presentadas por las compañías distribuidoras de electricidad y determina cuál es el correcto valor a considerar. No debiera ser el Ministerio de Energía quien haga el cálculo y determine el ajuste ya que los tribunales se le oponen en justicia por no ser el organismo adecuado. Además lo hizo mal.
El Ministerio de Energía debe en este tema solamente  un rol de vigilancia y control de las compañías de generación y de distribución de electricidad con el objetivo de garantizar el suministro y la calidad del servicio a la gente.

Conclusiones
  • Que el gobierno promueva el llamado a Audiencia Pública en todas las provincias.
  • Que los Entes Reguladores determinen el correcto valor de la tarifa eléctrica con los precios de combustibles de hoy y con los costos operativos actuales.
  • Que mediante la generación a cargo del gobierno se asegure el suministro eléctrico a los usuarios residenciales y Pymes de bajo consumo permitiendo un ajuste tarifario sin costos sociales excesivos.
  • Que las compañías eléctricas soliciten ellas el aumento en la Audiencia Pública.
  • Que el costo del combustible del sistema se determine siguiendo los lineamientos de la ley eléctrica.
  • Que el gobierno se retire del mercado de combustible para generación y deje a los privados tomar el control como era hace 12 años. Progresivamente también.


Faltaron el pasado diciembre 1500-1700 MW de generación provocando cortes de suministro. Seguirán faltando este invierno, este verano aún más de 2000 MW. Cortes de suministro con aumentos salvajes a los usuarios no son recomendables para nada.

viernes, 8 de julio de 2016

Aspectos muy básicos de petróleo convencional y de Shale


Reservorios convencionales: el petróleo (o gas) fluye desde los poros * por permeabilidad natural o la interconexión de los poros antes de llegar al pozo.
El crudo pasa efectivamente por la porosidad natural (poros o el espacio vacío en la roca) y por la permeabilidad o conexiones entre las diferentes cámaras llenas de fluido o de espacio en los poros de la roca.
Formaciones de esquisto: el petróleo está presente en las fracturas o grietas naturales o inducidas que se conectan con los sistemas de fracturas naturales. La producción de esquisto tiende a disminuir más rápidamente que la producción de un reservorio una vez que las fracturas se agotan debido a que la falta de porosidad de la roca no contribuye a la producción.
La roca en formaciones de esquisto tiene extremadamente baja porosidad y la permeabilidad es insignificante, por lo que el flujo desde el interior de la roca en sí no es importante. Ambos reservorios, los de baja permeabilidad y las formaciones de esquisto (que no son verdaderamente 'reservorios') se denominan producción no convencional. Tenga en cuenta que se suele llamar una '' yacimientos no convencionales (baja permeabilidad del yacimiento) y la formación no convencional '' esquistos (shale no tiene permeabilidad y, por tanto, no es un verdadero 'depósito').
Hay que tener en cuenta también que en algunos yacimientos la permeabilidad (la capacidad de fluir) puede ser baja, pero la porosidad (o el volumen de crudo almacenado) todavía pueden existir - y en algunos casos puede ser muy alto. Fracturación y pozos horizontales son técnicas que permiten el flujo mediante la conexión de esta porosidad.
La tecnología de perforación horizontal ha mejorado, se hizo más eficiente y de menor costo. En shale hay además otros efectos y técnicas, que la hace muy diferente de la producción convencional. Por ejemplo, las formaciones shale suelen tener una gran cantidad de arcillas lo que hace necesario una cantidad  de productos como estabilizadores de arcilla. Las arcillas en contacto con agua reducen el flujo haciendo que la arcilla se hinche y se bloquea el flujo. Del mismo modo arcillas no hinchables pueden quedar dispersas y como las partículas de arcilla migran, el espacio que conecta los poros se tapa.

Por Samir Seth. Experto internacional 

martes, 21 de junio de 2016

Argentina es atractiva para inversores petroleros

El CEO de ExxonMobil, Rex Tillerson, visitó Argentina a principios de junio y se reunió con el presidente, Mauricio Macri, y su ministro de Energía, Juan José Aranguren.  Macri tiene que pescar enormes inversiones para sacar a la economía de una recesión de cinco años, reducir la inflación de dos dígitos y crear puestos de trabajo. ExxonMobil quiere también poner en marcha el desarrollo de Vaca Muerta.
Tillerson dijo ExxonMobil podría invertir más de US$ 10 mil millones durante los próximos 20-30 años en el desarrollo de dos bloques adyacentes a donde ya se han invertido US $ 200 millones en perforación exploratoria. 
Estos números son estimaciones muy generales que sólo indican que siendo dichas por el CEO de EXXON hay una firme intención de invertir en el desarrollo de yacimientos de shale oil & gas como Vaca Muerta-Los Molles.
¿Es este el momento adecuado para invertir en Argentina? ExxonMobil cree que sí, siempre y cuando los resultados de su programa piloto en esta área de shale oil & gas muestren que los yacimientos son económicamente viables para producción masiva. 
ExxonMobil está trabajando con su filial XTO Energy en la exploración de los bloques de Bajo del Choique y La Invernada, donde estaban a punto de comenzar, con una inversión de US$ 250 millones. Los pozos horizontales serán perforados lateralmente para un máximo de 2.500 metros e incluyen 25 etapas de fractura. XTO manejará el proyecto, dada su experiencia en Canadá y los EE.UU., donde opera más de 30.000 pozos no convencionales. 
Si ExxonMobil empieza este proyecto de US$ 10 mil millones sería una de las mayores inversiones desde Chevron anunció la firma con YPF de un proyecto de invertir US$ 16 de millones en Vaca Muerta donde hoy producen alrededor de 50.000 bpd.

Petronas, Shell, Total y otros han estado también explorando pero aún están en las etapas de desarrollo y producción. Esto es por varias razones. La primera es que el clima económico y político empeoró durante el gobierno populista de centro izquierda de Cristina Kirchner, que gobernó desde 2007 hasta 2015. Su intervencionismo través de límites de precios, altos impuestos, control de cambio y restricciones a la entrada y salida de divisas hizo difícil la planificación de negocios. Además, el default de la deuda soberana a partir de 2001 hizo más difícil y más costoso para obtener financiación del proyecto. Con la llegada de Macri, el clima de inversión comenzó a mejorar. Su administración llegó a un acuerdo con los holdouts, lo que ayuda a ampliar el acceso de Argentina a los mercados financieros internacionales. También redujo los impuestos a la exportación, las restricciones al flujo de capitales – las empresas vuelven a enviar dividendos al exterior - y permitió una flotar libre del dólar. La combinación de estas medidas se espera que, finalmente, ayude a reducir las elevadas tasas de endeudamiento e inflación, a mejorar las finanzas estatales y a reactivar la economía. El Fondo Monetario Internacional (FMI) prevé un crecimiento de la economía argentina del 2,8% en 2017 después de una probable contracción del 1% en 2016. 

lunes, 6 de junio de 2016

Aumentar las tarifas pero que el usuario las pueda pagar

La situación es conflictiva porque se incrementaron las tarifas cuando todavía no se solucionaron las fallas en generación y distribución de electricidad.
En petróleo y gas la situación es igualmente compleja por la falta de compromiso de los operadores. Se desafectaron equipos de perforación que representan fuentes de trabajo. De esto hablaré en otra nota.

Electricidad

El siguiente esquema explica esta propuesta que se desarrolla más adelante.


El objetivo es frenar los amparos judiciales y generar en la población un alivio frente al aumento de la tarifa.

Al mismo tiempo las compañías de electricidad deben poder cobrar el aumento de la tarifa eléctrica para comenzar a recomponer las inversiones y los mantenimientos extraordinarios en equipos de generación, transformadores de alta tensión, cableados, etc. que disminuyan al mínimo los cortes de suministro y las fallas de tensión.
·         Se pueden lograr aumentos de tarifa con un mínimo de resistencias y que los usuarios paguen paulatinamente un mayor valor por sus consumos en un plazo de regularización dentro del primer período presidencial.
·         La Tarifa la debe determinar exclusivamente el ENRE mediante una Audiencia Pública.
Hay que cambiar el eje de la discusión. Si se pudo esperar 15 años se pueden esperar un par de meses más.
a)      La ley eléctrica 25.065 art 59 establece que el ENRE gozará de autarquía y tendrá plena capacidad jurídica para actuar.
b)      El inciso d) prescribe establecer las bases para el cálculo de las tarifas de los contratos. Hacerlo así evita la injerencia de la justicia.
c)       El inciso j) establece que el ENRE debe organizar y aplicar el régimen de audiencias públicas.
d)      Llamada la Audiencia en plazos cortos que puede decidir el ENRE, las distribuidoras de electricidad harán los pedidos de aumento de Valor Agregado de Distribución (VAD)
e)      CAMMESA establece un precio estimado para la generación y junto al VAD forman la Tarifa.
f)       Se escuchan a todas las asociaciones de consumidores que se anoten
g)      Se termina este proceso con una tarifa aprobada por el ENRE.
h)      Los Entes Reguladores están contemplados ahora en la Constitución Nacional con lo que los jueces poco pueden hacer.
·         Con las tarifas al usuario residencial actualizadas luego de 15 años la diferencia es ahora muy significativa y debemos encontrar un mecanismo que amortigüe su aplicación y le permita a la población pagar su factura de luz razonablemente.
·         Hay que dar atribuciones a CAMMESA  que está relacionada con Generadores, Transportistas, Distribuidores y Grandes Usuarios para que:
a)      Pueda emitir un bono que cotice en Bolsa con una línea del BCRA a través del Banco Nación que permita financiar la diferencia entre la tarifa aprobada por el ENRE y la cuota parte de un plan de pago del usuario.
b)      La cuota parte del plan de pago del usuario tiene un interés compensatorio.
c)       Con los fondos obtenidos por esta emisión CAMMESA paga a las compañías eléctricas lo establecido en la tarifa aprobada por el ENRE.
d)      Mediante el cobro de las facturas, las Distribuidoras recaudarán la cuota parte del plan de pago del usuario que cancela, parcialmente, la línea de crédito BCRA-Banco Nación.
e)      Si el bono no fuera implementado por las razones que fueren, deberá gestarse un acuerdo con las compañías de electricidad que se benefician con el aumento y financiar la aplicación gradual de las tarifas.
·         Las distribuidoras de electricidad son responsables de la calidad del suministro y por tanto su incumplimiento será pasible de multas por la energía no suministrada y las fallas de tensión. Estas multas también cancelan parcialmente la línea de BCRA-Banco Nación.
·         El que establece el aumento de tarifa es un Ente Regulador previsto en la Constitución Nacional. No el Gobierno ni su Ministerio de Energía.
·         Este esquema se financia mediante un bono que cotiza en Bolsa y de acuerdo con las normas allí previstas.
·         El gobierno ayuda a que los diferentes actores colaboren en el armado de este esquema. Gobierno Nacional y Provincial se benefician por los mayores impuestos que van a cobrar tanto en IVA como Ganancias e Ingresos Brutos.
·         Cuánto pagará el usuario? Deberá ser en consonancia con lo debatido en la Audiencia Pública. A modo de sugerencia podríamos decir:
§  Si es un gran consumidor la tarifa es aplicable desde el primer momento.
§  Si es una PYME la tarifa debería ser reducida al principio e incrementada mensualmente hasta llegar en 18 meses a la tarifa aprobada
§  Si es un usuario final la tarifa debería ser reducida al principio e incrementada mensualmente hasta llegar en 36 meses a la tarifa aprobada
·         El principio general es que Todos paguen, de un modo u otro, la tarifa aprobada o una parte de ella desde el primer momento.
·         En diciembre pasado faltaron entre 1500 y 1700 MW de generación equivalente a 2 centrales de Ciclo Combinado. Es público que no se instalaron nuevas unidades que puedan cubrir este faltante.
·         Por lo tanto, en el próximo invierno y en el verano de 2017 habrían cortes como este verano que afectarán a la industria y a los residenciales.

·         En este escenario de subas de tarifas, si también hay que recurrir a cortes de suministro, la población y la opinión de los medios será altamente negativa en un año electoral.

martes, 22 de marzo de 2016

Propuesta para hacer una aplicación progresiva de los aumentos de tarifas

Por mi actuación profesional anterior como CEO de Southern Energy International (USA) tanto para la Argentina (Hidroeléctrica Alicurá) como para Chile (Edelnor), no puedo sino corroborar la necesidad de un precio justo para la generación eléctrica y el gas natural así como también una tarifa adecuada para la distribución de electricidad.
Además, defendí estos principios cuando era Presidente del Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía y lo hice público en notas publicadas en La Nación, El Cronista y Diario Perfil.
Luego de más de 13 años sin una correcta revisión tarifaria, era necesario hacerlo. Sin embargo el ajuste será de tal magnitud que puede convertirse en impagable.

Se advierten entonces fuerzas muy dispares que si no son atendidas convenientemente por el gobierno producirán efectos contrarios a los pretendidos originalmente. Es decir, la población se quejará con razón y mal humor si se les aumentan exorbitantemente las cuentas que tiene que pagar mensualmente por la luz y el gas que consumen; y las empresas que ya están cerca de colapsar financiera y económicamente no podrán ni invertir en nuevos equipamientos ni mantener el personal altamente capacitado que requiere la industria energética.

No tengo el propósito de disputar la validez de los aumentos ya que seguramente las propias compañías habrán acompañado la documentación que respalda a estos próximos incrementos.
Sin embargo, un aumento de semejantes proporciones llama a tomar medidas precautorias. Por ejemplo, llamar a Audiencia Pública como lo pide la ley. Esto no fue lo hecho antes, donde no hubo una verdadera intervención de los consumidores. Además las autoridades del ENRE no habían sido elegidas por concurso ni habían obtenido la aprobación del Senado de la Nación. Hoy la emergencia eléctrica puede justificar que se tomen medidas para asegurar el suministro a la población pero no es suficiente motivo para aumentarles la tarifa. Son dos cosas distintas.

Una vez determinada correctamente la tarifa a aplicar hay que desarrollar un mecanismo de financiación de este aumento de manera que la clase baja y la clase media lo puedan pagar sin sobresaltos.
El mecanismo no es nuevo y como decía en una nota publicada en 2004 en La Nación “el esquema original de esto se conoce como London Approach y fue implementado por el Banco de Inglaterra a mediados de los 70. Otras variantes son conocidas como Hong Kong Guidelines o como Jakarta Initiatives, aplicadas en las décadas del 80 y 90”. Es decir se sabe cómo debe hacerse, ya les pasó a otros y funcionó la receta.

Esencialmente ¿en qué consiste esta manera progresiva de aumento al público a la vez que las compañías cobran el 100% inmediatamente? Asumamos que hoy un hogar paga $180 de luz y mañana debería pagar $1.260, el gobierno debe calcular una tarifa incrementada mensualmente para que en un tiempo de 3 años ese hogar vaya pagando un poco más de los $180 y vaya saldando la deuda de no haber pagado toda la tarifa de una sola vez y desde el principio. ¿Quiénes aportarán el capital necesario para financiar estos montos? Los mismos que se benefician con el aumento de tarifas: las compañías de distribución eléctrica por el citado aumento; los socios de estas compañías por la mayor rentabilidad; los bancos que financian a estas distribuidoras por un nuevo negocio financiero; las compañías de seguros que disminuyen su riesgo tanto con las distribuidoras como con los bancos que les prestan;  el gobierno por la estabilidad social y porque disminuye subsidios.
El ejemplo se grafica acá abajo:




Ciertamente esta manera es más trabajosa pero indudablemente más contemplativa de los difíciles tiempos que nos tocan vivir luego de años de despilfarro.

Además, los miembros del ENRE deben ser nombrados por concurso público y con acuerdo del Senado. Esto desde hace ya muchos años no se cumple. Ni hoy siquiera.

miércoles, 10 de febrero de 2016

Las tecnologías del Shale compensan los precios del crudo. Estímulo para Vaca Muerta y la exportación de GNL

IAE, la Agencia Internacional de Energía con base en París, no cree en una revitalización del precio del crudo.
Primero por la baja probabilidad de recortes de producción en la OPEP y algunos grandes productores no-OPEP.  Los números dicen que: a) Irak logra récord de producción en enero en 4,35 millones de barriles por día; b) Irán aumentó la producción en 80.000 bpd y datos preliminares de Arabia Saudita indican que aumentó la producción en 70.000 bpd el mes pasado; c) la producción de crudo de EEUU es alrededor de 9,2 MM bpd (- 400.000 bpd desde el pico de abril de 2015) y se estima que caerá otros 500.000 bpd a 8,7 MM bpd. No ve enormes recortes a la vez que reitera su predicción que producción total no-OPEP, que incluye a los Estados Unidos, caerá sólo 600.000 bpd este año. 
El segundo factor analizado es la fuerza del dólar estadounidense, que contribuyó mucho a la caída de precio del crudo. Los planes de la Reserva Federal para incrementar las tasas de interés, junto con las preocupaciones sobre la estabilidad de la economía mundial, han impulsado la fuerza del dólar. Incluso si la Fed se retrae de sus planes de alzas en las tasas, el dólar mantendría su fuerza debido a su atractivo como un refugio seguro en tiempos de incertidumbre.
Un tercer factor es la demanda. La AIE estima que la demanda crecerá 1,2 MM bpd este año, abajo sustancialmente de su estimación del 2015 que era de 1.6 MM bpd. Siendo una "tasa de crecimiento muy respetable", la AIE no cree que el precio más bajo del petróleo en más de una década será estímulo para un mayor consumo.
El exceso de oferta de alrededor de 2 MM bpd persistirá en el primer trimestre 2016 pero caerá a 1.5 MM bpd en el segundo. 
Exceso de oferta sobre demanda con niveles de almacenamiento en aumento harán que los precios del petróleo no puedan recuperarse mucho. 


El cuadro es un ejemplo que ilustra que cuando la demanda es superior a la oferta (hasta Q1-2012) los precios subían. De 2006 a 2010 el WTI estuvo entre 60 y 80 dólares el barril (excepto 2009 por la crisis). De 2011 a 2014 el WTI estuvo entre 80 y 100 dólares.
En 2014 la oferta es superior a la demanda y los inventarios crecen haciendo que desde julio 2015 comience una declinación que pareciera haberse detenido en US$ 30 el barril pero que con los niveles de producción de la OPEP y de tight oil de USA podría llegar a menores niveles aún.
La reciente conferencia de BP sobre su visión al 2035 enfatizó que la llamada “shale revolution” continuará. La innovación tecnológica y los incrementos en la productividad  han atraído vastos recursos al desarrollo del tight oil y shale gas, haciéndole revisar hacia arriba los pronósticos para la producción de Estados Unidos.  En esta conferencia estimaron la producción de tight oil en EEUU en el 2030 en casi 8 MM bpd, representando casi el 40% de la producción total de petróleo de Estados Unidos.

Con estas perspectivas de menores costos por nuevas tecnologías y mayores niveles de eficiencia, Argentina debería planificar cómo desarrollar nuestras reservas en Vaca Muerta y Los Molles eficientemente para lograr el autoabastecimiento petrolero y en el caso de shale gas planificar la exportación de GNL por Puerto Rosales.