El problema es el precio del gas natural

El precio del Gas Natural es un precio rector del sistema energético nacional, ya que representa el 54% de la matriz energética nacional y más de la mitad de la energía eléctrica que consumimos se genera en base al gas natural.

Es aquí, donde se aplicaron buena parte de los USD 102.000 millones que entre 2004 y 2017 subsidiaron el precio que pago la demanda de gas y generación eléctrica y que representan una hipoteca para la actual administración que se enfrenta a la difícil tarea de actualizar precios y tarifas en un contexto inflacionario.

Analicemos un poco como se conforma este precio que representa aproximadamente el 40% de la factura de gas que recibimos en nuestros hogares.

¿Cómo se determina el precio del gas?

De acuerdo con las leyes 17379 y 24.076, es una actividad desregulada y el precio del gas se determina por la interacción de oferta y demanda en el mercado mayorista del gas o PIST. De esta forma, las distribuidoras actúan en representación de los usuarios residenciales y pequeños consumidores comerciales que tienen una demanda fuertemente inelástica. Por el contrario, las usinas eléctricas e industrias contractualizan sus consumos de manera directa con los productores.

Sin embargo, a partir del decreto PEN 181/2004, el Estado Nacional intervino el mercado de determinación del precio del gas a distribuidoras, contratando el combustible de las usinas a través de CAMMESA y permaneciendo el mecanismo de contratos libres solo para industrias.

Luego, en un primer intento de reducción de subsidios, la actual administración incrementó el precio del gas en boca de pozo a residenciales mediante la Res. Nº 28/2016 del MINEM de marzo de 2016, lo que fue observado por la Corte Suprema de Justicia (CSJN) que considero que hasta tanto el precio del gas no se determine conforme las leyes vigentes, es decir por la libre acción de la oferta y la demanda, su determinación debe efectuarse en conjunto con la revisión de tarifas.

Es en este punto el gobierno enfrenta el problema de “regular” un “precio justo” al gas natural PIST (precio al ingreso al sistema de transporte) para usuarios residenciales y pequeños comercios / industrias.[1]

Luego, en octubre de 2016, el Ministerio de Energía fijó un sendero incremental de precios del gas que implica una secuencia de adecuaciones de precios en abril y octubre de cada año “teniendo en cuenta el valor del precio en el PIST objetivo en cada momento según el contexto de mercado”[2] hasta llegar a la eliminación de los subsidios en 2019, (2022 en la Patagonia).

¿Cuánto paga la demanda y cuanto recibe la oferta de gas natural?

Fuente: Datos MINEM – Estimaciones propias para 2019 en base a presupuesto 2018

Nota: el valor que paga la demanda residencial corresponde al valor de tarifa plena del sendero de precios de la res 212/2016.

Como se observa, serán los usuarios residenciales y pequeños comercios /industria (demanda prioritaria), los que paguen el gas más caro de toda la cadena de valor del gas natural. Mientras que 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.

A partir de esta observación surgen dos preguntas:

• ¿Es razonable que el sector de la demanda cautiva (residencial / comercial) pague el gas más caro del mercado?
• ¿Hay margen de aceptación social para nuevos nuevos incrementos, ya no solo impulsados por los incrementos en el valor de gas sino por el efecto adicional de la reciente devaluación del peso?

Sin dudas, responder estas preguntas implica administrar una difícil transición producto de la hipoteca recibida, y corregir errores de diseño al momento de la determinación del “sendero de precios del gas”.

Es necesario recordar que la demanda residencial pagaba a diciembre de 2015 el equivalente a USD 0,70 por unidad térmica (MMBTU), mientras que luego de un proceso gradual de recomposición, paga desde abril 2018 USD 4,68, con categorías de clientes –R34 por ejemplo– que pagan por arriba de USD 6.

Es decir, el esfuerzo realizado por este segmento de la demanda ha sido grande y hoy la demanda residencial ya paga un precio de gas similar o superior al de la industria mediante contratos libres.

Al mismo tiempo, la reciente devaluación del peso respecto al dólar implica aumentos nominales adicionales al previsto en el “sendero” dolarizado de precios.  Es así como un usuario promedio – categoría R2.3 –podría enfrentar aumentos del 80% en el valor final de su factura de aplicarse el aumento previsto en octubre próximo. Esto explicado en parte por “las diferencias de cambio diarias”, que se acumulan a favor de los productores de gas natural luego de la devaluación del peso.

Elaboración propia en base a cuadro tarifario Metrogas, IPIM 12%, Tipo de cambio tarifas abril $18,70, Tipo de cambio octubre $27,50.

Este aumento se suma al vigente desde abril 2018 y cuyo efecto pleno se verá recién en las facturas a partir de agosto, las cuales reflejarán también el consumo del pico invernal, e impactarán de pleno en usuarios de ingresos medios, sin cobertura de tarifa social ni beneficios sociales.

Por lo cual, la capacidad de la demanda –residencial/comercial y micro pyme–  de asimilar mayores incrementos en sus facturas se acerca, en apariencia, a un límite difícil de superar.

Esto impone la necesidad de poner en discusión el actual mecanismo de abastecimiento de la “demanda prioritaria de gas”, como mecanismo alternativo al sendero de incrementos de precios que deberá pagar la demanda.

Lo anterior implica reconocer que resulta insostenible el “sendero de precios” vigente y es necesario avanzar rápidamente hacia mecanismos de mercado –previstos en la Ley del Gas 24076– que permitan la realización de contratos en firme de largo plazo que mejoren precios y condiciones de abastecimiento de la demanda prioritaria de gas.

 Todo lo anterior en el entendimiento que la demanda residencial debe pagar precios que reflejen un costo medio de abastecimiento, pero nunca superiores.

Para que esto ocurra debería reordenarse el mecanismo de abastecimiento de la demanda prioritaria, es decir cubrir el consumo residencial /comercial mediante producción local de base que hoy recibe un precio promedio de USD 4,8 por unidad térmica, un precio prácticamente igual al que ya está pagando este segmento de la demanda desde abril (USD 4,68). Esto quitaría presión sobre el monto final de las facturas futuras de este segmento de la demanda.

Luego, la implementación de un mecanismo de licitaciones públicas sucesivas con prioridad a generadoras eléctricas, que puedan contratar sus combustibles con independencia de CAMMESA, podría ser una opción para que el Costo medio de generación no varíe significativamente en el corto plazo.

Sin dudas, la determinación de los precios de la energía y en particular el del gas natural durante una transición hacia mercados competitivos implicará un acuerdo amplio de los actores del sector que incluya la participación del Estado a través de YPF y ENARSA como estabilizador temporal de precios.

Finalmente, el desarrollo de los recursos no convencionales, que recompongan la oferta de energía (petróleo y gas) de manera sostenible, deberá realizarse en el marco de contratos de largo plazo y de políticas públicas estables basadas en acuerdos políticos amplios.