Lic. Ariel Masut
Economista especialista en energía
Un breve repaso por las distintas
actividades que componen la cadena de valor de la actividad, muestran que en
los segmentos tradicionalmente regulados, como transporte y distribución, se
observan tarifas congeladas desde 1999. En distribución, solo a Gas Natural BAN
se le autorizó un aumento de tarifas en el año 2009 y es la única distribuidora
de gas que no entró en pérdidas. En transporte, las dos transportistas tampoco
son ajenas a la situación imperante: TGN renegoció su deuda recientemente y
está en rojo, mientras que TGS cubre el déficit operativo con actividades no
reguladas (RTP Cerri). Mientras tanto, la calidad del servicio de estos segmentos
no se alteró.
El precio en boca de pozo también dejó de
ser único a partir de 2003 para tener tantos valores como categorías tarifarias
existen. A grandes rasgos pueden distinguirse cuatro grandes dinámicas del
precio en boca de pozo según los grupos consumidores considerados:
o Residencial:
precio de gas reprimido, con pequeños ajustes en el período 2003-2012. El
beneficio del precio bajo es irracionalmente generalizado.
o GNC:
precio de gas reprimido, mayores ajustes en el período que residenciales. El
precio en surtidor promedio de los últimos años es un 25% del precio del
gasoil. En 2012 se decide un aumento del 300% del precio en boca de pozo,
aunque sigue siendo competitivo respecto al gasoil.
o Industria:
precio en boca de pozo liberado. Los usuarios de mayor consumo fueron alcanzado
por los Cargos Fideicomiso Transporte (ampliación de gasoductos por este
medio). También se implementó en algunos años (2007, y parcialmente 2008 y
2010) el Plan de Energía Total que subsidió el uso del fueloil y diesel oíl al costo del gas en el período invernal.
Nuevamente, poco racional la generalización de un bajo precio cuando para el
90% del sector industrial el costo de la energía no es un problema.
o Usinas:
precio en boca de pozo aumentando “por decreto” (al igual que GNC). Principal
destino del Gas Plus, por el cual se pagan “precios económicos”. Fuerte
intervención de CAMMESA en subsidios a la generación.
Otro hito en la industria subsidiada del
gas argentina ocurre a partir de 2008, cuando la necesidad de importación de
gas es creciente (Gas Natural Licuado y Bolivia). La ingeniería regulatoria
definió cargos tarifarios para cubrir para la importación en el año 2008
(residenciales de mayor consumo y sector industrial) y actualizados en el 2011
que se generalizaron a todos los sectores. El primero se estableció buscando recaudar aproximadamente
$ 1.300 millones y con la actualización en 2011 se multiplicó por diez dicha
cifra: $ 13.000 millones (o sea poco más de 3.000 millones de dólares). En
ninguno de los casos se logró alcanzar tales montos por la gran cantidad de
amparos judiciales y porque el Estado en muchos casos los suspendió
(residenciales) por motivos políticos.
El gas importado ha sido revendido por ENARSA
a un costo promedio estimado del 25% del valor promedio de importación
(estimación para los años 2010 y 2011). No se tiene registro de la recaudación
del Fideicomiso por Gas Importado, pero se estima que es ínfimo. En el gráfico
a continuación se exponen las transferencias del Tesoro a ENARSA para financiar
la importación de gas natural de Bolivia y GNL (neto de la reventa del gas). En
el período 2006-2011 suman U$S 5.200 millones[1].
Un escenario de status quo de la política gasífera (con precios reprimidos, alta
inflación, caída tendencial de la producción doméstica, menor share del gas no convencional) complica
mucho más el panorama fiscal. A partir de la brecha de abastecimiento del
mercado (que se da principalmente en mayo-septiembre) y la mayor necesidad de
importación de gas es posible ver un escenario explosivo si el gobierno continúa subsidiando tres cuartas partes
del precio medio de importación, lo que queda reflejado en el cuadro que sigue.
Allí se observa que el valor presente[2]
entre 2011-2020 de subsidiar el 75% del costo de importación es de U$S 30.000
MM (U$S 3.000 promedio por año).
Costo Anual
esperado de diferentes políticas de subsidios del costo de importación
La remuneración del gas proveniente de
proyectos Gas Plus (GP) es una buena estimación de un precio económico del gas
en boca de pozo. Desde su introducción en 2008 el programa generó producción
adicional que hoy en día es aproximadamente el 10% de la producción total de
gas. Los valores de GP están calculados sobre flujos de costos presentados por
las empresas a la Secretaría de Energía, con TIR de mercado para los proyectos.
Esto generó precios para proyectos Gas Plus en un rango entre 4 y 7 U$S/MM BTU,
cuyo principal comprador es CAMMESA que lo destina a la generación térmica.
El precio promedio que los productores de
gas creen económico para el desarrollo de mediano plazo de shale gas debe rondar, como mínimo, los 5 U$S/MM BTU, frente a los
2 U$S/MM BTU que en promedio recibe un productor local. Modificar la actual
curva de precios internos podría generar, en un mediano plazo, una menor
dependencia del fluido importado, incorporando reservas domésticas e
incrementando el empleo en el sector local.
[1]
Entre 2006 y 2009 datos reales y 2010-2011 es una estimación en base al precio
de reventa del gas de Bolivia y GNL (fuentes privadas – consultoras); ENARSA hizo público los precios de reventas
del gas importado, que coincide con los precios para producción doméstica.
[2]
Tomando una tasa de descuento del 12% en dólares.
