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AGENDA ENERGÉTICA 2019 (Segunda Parte)

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Esta es la segunda parte de la agenda energética del Instituto Gral. Mosconi, dirigida por Jorge Lapeña y compuesta por un grupo destacado de especialistas. Comparten una visión sobre los problemas de fondo de la Argentina.

Las tarifas energéticas reguladas por el estado no son el problema. El problema es el precio del gas natural y la forma en que esta se determina.

Cuando recibimos las facturas de gas y electricidad en nuestras casas, recibimos un valor que incluye tres componentes:

 

  • El precio de la energía consumida (gas natural o energía eléctrica);
  • la tarifa regulada por el transporte y distribución de dicha energía desde su extracción/generación hasta la puerta de nuestras casas (aproximadamente el 30% del valor la factura); y
  • los impuestos, principalmente el IVA (21% para residenciales y 27% para comercios e industrias pequeñas y medianas), los impuestos a los ingresos brutos que las provincias cobran a distribuidoras y transportistas, las que a su vez los transfieren al consumidor final, y en algunos casos las tasas municipales. Para los clientes residenciales del AMBA este componente representa aproximadamente el 28% del monto total de la factura.
  1. Las tarifas reguladas de transporte y distribución no son el problema.

 

Durante 2017, el Gobierno Nacional finalizó la normalización de los sectores regulados que prestan los servicios de transporte y distribución de gas y electricidad. Este proceso implicó:

– La realización de las Revisiones Tarifarias Integrales (RTI) que estaban pendientes desde finales de la década del 90;

 

– la finalización de la intervención de los Entes Reguladores de jurisdicción nacional, y la conformación de sus directorios con especialistas seleccionados por concurso público de antecedentes según lo dispone el marco legal vigente.

 

Es necesario recordar que las empresas prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de gas y electricidad de jurisdicción nacional tuvieron congeladas sus tarifas por más de una década.

Este congelamiento no fue compensado por subsidios directos del Estado y, ante la falta de recursos, las empresas disminuyeron al mínimo sus inversiones lo que se reflejó en la caída de la calidad del servicio.

¿Cómo sobrevivieron las empresas? En el caso del gas dejaron de extender las redes de distribución y dejaron de pagar a las productoras de gas el producto que vendían. En el caso de las distribuidoras eléctricas suspendieron sus pagos a CAMMESA, rompiendo la cadena de pagos, ya que es la empresa que con esos recursos pagaba la energía a los generadores.

El gobierno kirchnerista atendió con subsidios parte de los costos de producción e importación de gas natural y de generación de energía eléctrica, pero mantuvo al borde de la supervivencia a las empresas de servicios públicos de transporte y distribución. Como consecuencia, se acumularon enormes deudas de las distribuidoras eléctricas con CAMMESA y de las distribuidoras de gas con los productores y con ENARSA. A partir de la nueva gestión, se convocó a las empresas a la realización de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) de sus tarifas reguladas, presentando sus esquemas de costos de acuerdo a lo previsto en los respectivos marcos regulatorios. Las RTI – que incluyeron la realización de audiencias públicas – permitieron a los entes reguladores establecer nuevos cuadros tarifarios, con aumentos que se aplicaron en tres cuotas sucesivas y que tendrán vigencia durante el próximo quinquenio. Este aumento de tarifas en sectores regulados no debería suspenderse ni modificarse ya que fue diseñado en base a costos auditados por los Entes Reguladores que reflejan el desempeño de una empresa eficiente. Los aumentos tarifarios permitieron a las empresas recuperar el capital de trabajo y la capacidad de inversión, y recomponer la calidad del servicio. Sólo en la cadena del gas las revisiones tarifarias implican inversiones obligatorias por más de $41.000 millones en los próximos cinco años, que ya se encuentran en ejecución. Es importante resaltar que recomponer los niveles de calidad de servicio requiere hoy un esfuerzo de inversión mayor al que hubiese sido necesario de no haberse generado la crisis descripta. Pero hay una razón adicional para no suspender los aumentos en el segmento regulado (alrededor del 32% de la factura): un enorme pasivo contingente. Luego de la disrupción del marco regulatorio existente en el año 2001, y el congelamiento tarifario, las empresas comenzaron a presentar demandas judiciales en tribunales nacionales e internacionales, cuyo monto estimado alcanza solo en el caso de las prestadoras de servicio de gas natural a u$s 3.500 millones, y un monto similar para las empresas eléctricas, cuyo desistimiento está vinculado al cumplimiento de los aumentos acordados en las Revisiones Tarifarias. Esto implica que, durante un tiempo, las tarifas crecerán por encima del incremento de los salarios, para compensar las pérdidas de calidad de servicio de la década pasada y superar el facilismo regulatorio, que consumió el capital necesario para prestar un servicio público.

  1. El problema está en la determinación del precio de la energía: en particular el precio del gas en boca de pozo.

Aquí se concentra casi la totalidad de los subsidios económicos corrientes, los cuales entre 2004 y 2017 alcanzaron una suma acumulada de u$s 102.000 millones.

Estos subsidios han representado una verdadera hipoteca para nuestro país, y la actual administración se encuentra en la difícil tarea de actualizar precios y tarifas en un contexto inflacionario. Esto es así ya que el Estado Nacional subsidia, mediante transferencias del Tesoro, a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA): la diferencia entre el costo real de generación de energía eléctrica (llamado precio medio monómico) y el precio que paga la demanda (llamado precio estacional).

Con relación al gas natural, el Estado subsidia la diferencia entre el costo de abastecimiento de gas y el precio que paga la demanda mediante dos mecanismos:

– transferencias a ENARSA, único importador de gas natural desde Bolivia y de gas natural licuado (GNL); y – transferencias a las empresas productoras de gas a través del Plan Gas, que reconoce un precio sostén a la producción de gas no convencional.

El precio del gas natural es un precio rector del sistema energético nacional, ya que esta fuente de energía representa el 53% de la oferta total de energía primaria. El 49 % de la energía eléctrica consumida se genera en base a gas natural.

 2.1. ¿Cómo se determina el precio del gas natural?

De acuerdo con lo establecido por las leyes 17.319 y 24.076, por ser una actividad desregulada, el precio del gas debería determinarse por la interacción de oferta y demanda en el mercado mayorista del gas, definido por el precio de inyección al sistema de transporte o PIST. El mercado mayorista de gas natural está integrado por los productores e importadores (por el lado de la oferta solamente IEASA –Ex ENARSA-), y por las empresas distribuidoras, los grandes consumidores industriales, las centrales eléctricas y las comercializadoras por el lado de la demanda.

Las distribuidoras actúan en representación de los usuarios residenciales, pequeños consumidores comerciales y sector público (escuelas, hospitales y otros) que tienen una demanda fuertemente inelástica. Por el contrario, las comercializadoras y los grandes consumidores presentan una demanda más elástica porque pueden sustituir gas natural por alguna otra fuente de energía equivalente.

El precio del gas puesto en “City Gate” Buenos Aires (el mayor centro de consumo del país) está compuesto por el precio del gas en boca de pozo más el costo del transporte desde el punto de producción hasta el punto de consumo. Este mecanismo llamado de “NET BACK” determina el precio para cada una de las cuencas, de manera tal que las más lejanas (Tierra del Fuego) reciben un precio menor a las cuencas más cercanas al City Gate.

Si el precio así determinado es mayor al costo de producción del gas, habrá interesados en aumentar la producción y la inversión en el sector. Del mismo modo, el valor del gas nunca debe ser superior a su sustituto directo (fuel oil / gas oíl) a riesgo de perder importantes mercados. En Argentina, históricamente el precio del gas en boca de pozo fue inferior al de su substituto teórico que es el fuel-oíl.

A partir del decreto PEN 181/2004, el Estado Nacional intervino el mercado facultando a la entonces Secretaria de Energía a “realizar acuerdos con los productores de gas natural a fin de establecer un ajuste del precio en el Punto de ingreso al Sistema de Transporte (PIST)”

Años después, la Res. Nº 28/2016 del MINEM (31 de marzo de 2016) justificó el aumento del precio del gas en boca de pozo en la necesidad de “…para promover inversiones en exploración y explotación de gas natural a fin de garantizar su abastecimiento y de emitir señales económicas claras y razonables, resulta necesario implementar un nuevo esquema de precio de gas natural en el PUNTO DE INGRESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE, que tenga por objeto tanto la incorporación de reservas, como el aumento de la producción doméstica de gas natural…”.

Su aplicación produjo una gran cantidad de pedidos de amparo en todo el país, y la consiguiente intervención de la justicia suspendiendo lo dispuesto por esta Resolución, observada por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, implicaba aumentar la retribución, que incrementaba casi diez veces el precio de gas natural pagado por la demanda nacional.

La Corte Suprema de Justicia (CSJN) en su fallo relacionado a estos aumentos tarifas, consideró que: “… parece razonable entender que, hasta el momento en que efectivamente el precio del gas en el PIST se determine sobre la base de la libre interacción de la oferta y la demanda, su análisis se efectúe juntamente con la revisión de tarifas, para lo cual es necesario la celebración de audiencias públicas.”

En este punto la administración enfrentó el problema de regular un “precio justo” al gas natural en boca de pozo (PIST) para usuarios residenciales y pequeños comercios / industrias, lo cual se relaciona de manera directa con el análisis de sus costos de producción más una rentabilidad esperada razonable.

Es importante resaltar que el fallo de la CSJN hace foco en los usuarios residenciales y pequeños comercios, que por normativa son clientes cautivos de las distribuidoras y por ende el eslabón más débil de la cadena de valor.

El resto de la demanda (grandes usuarios industriales, generadores y comercializadoras) compran sus consumos de manera directa con los productores de gas y contratan por cuerda separada el servicio de transporte y distribución.

2.2. Estimación nivel de precios del gas natural, próximo periodo estival.

Con esta configuración de precios la demanda prioritaria pagará el gas más caro de mercado: aproximadamente un 20% superior a la industria y a la exportación y un 80% superior al que pagará CAMMESA. La transferencia de estos precios a tarifas residenciales podría encontrar limitantes en el art 38 de la Ley 24076, “… se asegurará el mínimo costo compatible con la seguridad de abastecimiento”.

2.3. ¿Es razonable que el sector de la demanda cautiva (residencial / comercial) pague el gas más caro?

En octubre de 2016, el Ministerio de Energía y Minería fijó un sendero hasta octubre de 2019 que regula el precio del gas natural para el sector residencial/comercial, justificando el mismo en base a una estimación del costo marginal de aprovisionamiento de ese año, presentada en audiencia pública, que ubica el valor del gas en boca de pozo en 6 u$s/Mbtu “para permitir el desarrollo de las reservas disponibles en el país”.

Mientras tanto, el resto de la demanda paga precios que reflejan aproximadamente el costo medio (promedio) de abastecimiento y, dado que ese precio surge de contratos libres, podría inferirse que es el precio que la oferta local y la demanda visualizan como el costo marginal de largo plazo. – un proxi de precio en un mercado competitivo -.

Así las cosas, la Resolución N° 212 de fecha 6 de octubre de 2016 el MINEM readecuó los precios del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte – PIST- y propuso un sendero de reducción de subsidios en relación con un precio de abastecimiento de 6,80 u$s/Mbtu.

Dicho sendero implicaba una secuencia de adecuaciones de precios en abril y octubre de cada año “teniendo en cuenta el valor del precio objetivo en el PIST en cada momento según el contexto de mercado” hasta llegar a la eliminación total de los subsidios en 2019, (2022 en la Patagonia, La Pampa, Puna y Malargüe). Esto último abría la puerta a aumentos adicionales en función de la evolución del precio internacional del petróleo, o del tipo de cambio.

Es decir que, aumentos adicionales producto de aumentos en los precios marginales de importación pesarían directamente sobre este segmento de la demanda.

Sendero de actualización PIST promedio en u$s/MBtu5.

oct-16   3,42  
abr-17   3,77
oct-17   4,19
abr-18   4,68
oct-18   5,26
abr-19   5,96
oct-19   6,80

 

2.3.1. El resultado de las subastas del 14 y 15 de febrero de 2019.

El 14 y 15 de febrero de 2019 se llevaron a cabo las primeras subastas de gas con el objeto de cubrir la demanda residencial, comercial y de pequeñas industrias, todos ellos abastecidos a través de Distribuidoras y para el periodo 1º de abril 2019 y 31 de marzo 2020. Esta subasta fue el primer intento del gobierno nacional de establecer un precio de referencia en el mercado de gas de natural caracterizado por concentrar tanto del lado de la oferta como de la demanda a un reducido grupo de jugadores.

El valor del gas representa el componente más relevante de la factura final (aproximadamente 50% con impuestos incluidos), luego y con incidencia similar (25%) aparecen el resto de los componentes de la factura: transporte, distribución (éstos dos últimos son precios regulados aprobados por el Estado a través de ENARGAS.

Para el Gas natural la subasta arrojó como resultado un precio promedio de USD/MMBTU 4.62, y permitió a las Distribuidoras contratar la mayor parte del gas necesario para abastecer a sus usuarios el próximo invierno 2019 y el verano 2020. Sin embargo, el precio resultante de la reciente subasta (USD 4.62) resultó un 18% superior a los USD 3.93 vigente para el periodo estacional anterior – octubre 2018 – abril 2019-.

Es llamativo que con producción nacional de gas natural creciente (+5% en 2018) y con un consumo residencial en baja (-12%), el precio del gas obtenido en la Subasta haya aumentado respecto al precio anterior. Ello debería tomarse como un indicio de posibles errores en el diseño de la subasta o por causas de factores todavía no debidamente estudiados.

Uno de estos errores quizás pueda encontrarse en haber subastado el pico estacional, sin referencias ni techo de precio y acompañado de una demanda (las distribuidoras) sin ningún incentivo a comprar barato.

Tanto las subastas de CAMMESA, como la próxima licitación de IEASA – actualmente en consulta pública -, incorporan precios de referencia que garantizan topes, en mercados de alto grado de concentración e integración vertical de sus participantes.

Sin embargo, y solo para el próximo invierno, esta subasta parece haber arrojado resultados razonables si se compara el precio real (USD 4,15 – descontando el riesgo cambiario implícito), con el precio promedio de la industria en 2018. 3. Argentina necesita reformular el sistema de abastecimiento de gas natural y el funcionamiento del mercado. Recomendaciones para el periodo 2019-2023

Los mercados de gas natural son complejos, y los poderes públicos deben tener en cuenta que en nuestro caso la oferta está fuertemente concentrada y por ende la teoría económica recomienda observar que no se produzcan abusos de posición dominante.

Para el periodo 2020- 2023 se recomiendan las siguientes acciones:

  1. Es necesario modelizar el funcionamiento del sistema de abastecimiento de gas natural, alcanzando un diseño de políticas públicas adecuadas. Ese modelo gasífero integrado será fundamental en el diseño del Plan Energético Nacional teniendo en cuenta que por muchos años hacia adelante el gas natural será el pilar fundamental del sector energético.

De esa modelización y planificación surgirá un diseño de la infraestructura gasífera ordenado y evaluado con las mejores técnicas de evaluación de proyectos que Argentina ha olvidado en buena parte del Siglo XXI al definir la nueva infraestructura

  1. Implementar un para la fijación del PRECIO DEL GAS NATURAL un enfoque conceptual diferente al actúa y un análisis detallado de costos y del mercado, puede contribuir a reducir el costo final a consumidores.

iii. Dado que la estacionalidad de la demanda no se modificará en el corto ni en el mediano plazo, convendría diferenciar la contratación de la demanda base de gas y de energía eléctrica con productores de gas y con generadores de energía eléctrica. Esta demanda base se contrataría en condiciones de competencia entre productores de gas y las distribuidoras de gas y generadores termoeléctricos y/o CAMMESA como agregado de los mismos.

  1. Se asegurará que los usuarios residenciales en el tramo de la demanda de base accedan al gas natural a precios competitivos en condiciones similares para iguales suministros a los que accede la Industria; el GNC y otros usuarios con capacidad de negociación en un mercado altamente concentrado y poco transparente como el gas natural.

Mientras persista la condición de país dependiente del suministro externo de gas natural el Estado determinará los subsidios a la importación con destino al consumo Residencial.

  1. La demanda estacional o pico se debería contratar escindida de la demanda base, con cálculos previos de subsidios a contribuir para que el impacto a tarifas finales sea aceptable. De hecho, esto es lo que sucede en energía eléctrica y podría realizarse en gas natural también. El costo de estos subsidios se reducirá en el tiempo mediante una optimización de la contratación de fuentes locales o importadas de gas, combustibles, LNG o reducciones voluntarias de demanda, tanto en gas como en electricidad, y con incrementos de tarifas a medida que mejore la situación económica y con cargos específicos moderados sobre la demanda base anteriormente citada.
  2. La demanda cautiva de las distribuidoras que se contrate para el pico estacional de invierno debería tener precios similares para todos los usuarios que contraten en dicho periodo.

vii. Adelantar la Revisión Tarifaria Integral, que incluya un rebalanceo tarifario que analice las actuales categorías e impida inequidades o subsidios cruzados. Y que al mismo tiempo modifique el IPIM como índice de actualización automática.

viii. El Gas natural con destino a la generación de Energía Eléctrica Residencial no podrá tener precio mayor al promedio que obtengan para un uso similar consumidores industriales. GNC y otros grandes usuarios que negocien libremente sus contratos de suministro con los proveedores usuarios.

  1. Intervención previa de los poderes públicos para prevenir prácticas distorsivas en defensa de los usuarios cautivos: El ENARGAS asegurará con su intervención ex ante que los precios de gas que se transfieran a Tarifas de usuarios cautivos abastecidos por la Distribuidoras sean los que corresponden a un mercado en competencia.

La Comisión Nacional de Defensa de la Competencia asumirá un rol activo en la vigilancia ex ante de las practicas que en mercado reducidos puedan alterar la libre competencia y/o la transparencia en los mercados en perjuicio de los consumidores cautivos.

  1. Contrato de Suministro de Gas con Bolivia: Nueva Adenda en 2020: En el año 2020 se firmará una nueva Adenda del Contrato de Suministro con Bolivia por un plazo que reste hasta la finalización del Contrato en 2027. Se promoverá la competencia del gas boliviano con el suministro interno sin discriminación con el gas local. Bolivia podrá acceder libremente a mercado argentino de gas sin más restricciones que las que surjan de una competencia en beneficio de nuestros consumidores.
  2. Finalización inmediata y puesta en marcha del Gasoducto GNEA: Esta obra será relanzada y terminada en 2020 para cumplir los siguientes objetivos: 1) cumplimentar el Contrato de Suministro de gas con Bolivia firmado en 2006; 2) Abastecer de gas natural a la Región Noreste Argentino.; 3) generar mayor competencia en el mercado de gas.

Es importante que la incorporación del gas boliviano sea realizada con un objetivo explícito de mutuo beneficio para Argentina y para Bolivia. En el caso argentino el beneficio vendrá dado por una mayor oferta competitiva y transparente del gas boliviano que deberá competir con los yacimientos argentinos y el GNL importado que reduzca los precios del gas hasta hacerlos competitivos

xii. En un contexto de Macroeconomía estabilizada los contratos deberán:

  1. Ser de largo plazo
  2. Estar nominados en dólares o en otra moneda de cuenta que asegure la estabilidad de los valores contractuales durante el período de vigencia del contrato
  3. Los contratos así celebrados tendrán una aprobación de pass through previa y total al momento de aprobarse los contratos, tanto en gas como en electricidad.
  4. En electricidad, la Secretaría de Energía deberá obtener de las provincias la aprobación automática del pase a tarifas finales de estos contratos base como componente implícito del Acuerdo Fiscal.
  5. La determinación del precio de la energía debe formar parte de un acuerdo amplio. Sin dudas es necesario administrar una difícil transición, producto de la hipoteca recibida de la administración anterior, y cuyo desarrollo se extenderá en el tiempo. La determinación de los precios de la energía, y en particular del gas natural durante la transición hacia mercados competitivos, implicará un acuerdo amplio que trascienda la coalición de gobierno.

El sector energético se caracteriza por su intensidad en capital, cuya maduración y recupero excede los límites temporales de cualquier administración. La radicación de inversiones en la magnitud necesaria, no solo para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta, sino también para la exploración off -shore, que recompongan la oferta de energía (petróleo y gas) requieren políticas públicas estables basadas en acuerdo amplios.

 


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