GAS NATURAL CONSUMIDO
Fundamental en la industria, generación eléctrica y uso doméstico, la distribución del gas en Argentina encara su desarrollo tras la readecuación tarifaria. Qué sucederá este invierno y cómo evolucionarán las tarifas.
Todo indica que la matriz energética mundial se centrará cada vez más en el gas natural. Una de las principales conclusiones del Acuerdo de París de 2015 fue la necesidad de reducir el peso del carbón en el mix energético dadas sus altas emisiones de CO2. El gas, que produce menos efecto invernadero, parece la solución más razonable dentro de los combustibles fósiles, dado el desarrollo de formaciones no convencionales (Estados Unidos, Argentina, etc.) y su rol en la compensación de energías renovables, de naturaleza inconstante (día y noche en la energía solar; intensidad del viento en la eólica). Según proyecciones de la
International Energy Agency, el peso del gas en el mix global debería pasar del 22% al 25% en 2040. La matriz energética argentina comprende un 53% de gas natural y, en la generación eléctrica, la térmica ocupa casi el 65%. Según el IAPG, en 2030 prácticamente se duplicará la demanda de generación térmica y el consumo de gas total pasará de 137 Mm3/día con picos de 195, a 232 Mm3/día con picos de 310. La sustentabilidad de ese modelo depende casi exclusivamente del desarrollo de Vaca Muerta que, ocho años después de la primera perforación, ya explica el 30% de la producción total.
Por el costado de esta discusión económico-ambiental, la palabra “gas” ha sido enunciada en los últimos años en torno de otra palabra crucial: tarifas. La “normalización” del mercado que emprendió la gestión Aranguren a partir de 2016 consistió en devolver las condiciones del marco regulatorio establecido en los 90, suspendido por la llamada Ley de Emergencia Económica de
2002, que le permitió al kirchnerismo aplicar su política de “precios cuidados” en los servicios públicos. La continua prórroga de esa ley venció en 2017 y, a partir de entonces, el marco vigente es el sancionado en 1993.
Aunque la impactante performance de Vaca Muerta redujo el peso de las importaciones, los usuarios residenciales, comerciales e industriales no han visto otra cosa que la suba en sus facturas. Y, sin embargo, siguen estando subsidiadas. Esa tarifa está compuesta por el precio negociado por las licenciatarias reconocido por el ENARGAS, el costo del transporte y el margen de distribución, establecido por el marco regulatorio según actividades de riesgo equiparable. Según un modelo de factura R23 de Metrogas ($ 4.130), el gas ocupa el 42%; el transporte, el 15%; la distribución, el 19%; y los impuestos, un 24%.
CUESTIÓN DE PRECIO
El valor más volátil de la cadena es el del insumo básico, negociado en dólares entre las partes y definido por la abundancia en verano y la escasez en invierno. Y, si bien el precio en abril tocó pisos históricos, el frío hará subir los contratos. Cuando el exsecretario de Energía, Javier Iguacel, despidió en octubre uno de los dos barcos de GNL de Bahía Blanca, de los cuales Argentina importaba el gas faltante (el grueso de la importación llega desde Bolivia: 10% en 2018), se especuló con la posibilidad de que este invierno falte gas.
José Luis Fernández, gerente de Tarifas y Análisis Comercial de Metrogas, afirma que el suministro para clientes residenciales y pymes “se encuentra garantizado”. Cualquier déficit de oferta limita su servicio a centrales eléctricas y grandes industrias, con capacidad para usar otras fuentes de energía como el fuel oil. En el sector, a estos contratos se los llama “interrumpibles”. Igual que los recientes contratos de exportación, el suministro se puede cortar en caso de que el gas no sea suficiente para cumplir con la demanda ininterrumpible.
Pero, más allá del abastecimiento, el otro gran peligro es la devaluación. El año pasado, el anuncio de Iguacel de establecer un aumento retroactivo para compensar la diferencia entre el precio negociado del gas entre distribuidoras y productores (con un dólar cercano a los $ 20) y el efectivamente pagado en las facturas a partir de agosto (con un dólar a $ 40) desató un torbellino político que dejó en franca debilidad al funcionario. Finalmente, el Estado asumió esa diferencia. La solución que se encontró para 2019 fue fijar los contratos con un dólar en $ 41 para el semestre
SEGÚN EL IAPG, EN 2030 PRÁCTICAMENTE SE DUPLICARÁ LA DEMANDA DE GENERACIÓN TÉRMICA Y EL CONSUMO DE GAS TOTAL AUMENTARÁ.
entre marzo y octubre. El tiempo dirá qué sucederá después. “Por lo tanto, este período ya está definido para garantizar que, en caso de producirse una devaluación repentina, el cliente quede protegido de los posibles impactos”, explica Fernández.
Según afirman en Camuzzi, si bien un eventual salto en el tipo de cambio tiene injerencia en algunos aspectos de la operación, “no limita el plan quinquenal comprometido, que es de carácter obligatorio”. Luego de la readecuación, quedó definido que el sistema de tarifas se revisará cada cinco años, estableciendo un régimen de inversiones para cada licenciataria. En el caso de Camuzzi, que opera el 18% del mercado, comprometió inversiones por $ 13.700 millones para el quinquenio 2017-2022, de los cuales ya lleva ejecutadas obras por $ 3.400 y calcula un monto similar para el total de 2019. El plan consiste en obras de expansión de los sistemas de transporte y distribución, de seguridad y confiabilidad operativa, e incorporación de tecnología aplicada al servicio. Según la empresa, finalizado el quinquenio, habrán incorporado “más de 600 kilómetros de nuevas cañerías, instalado siete equipos compresores nuevos y 650 Estaciones Reguladoras de Presión, que posibilitarán que 350.000 nuevos usuarios puedan acceder al servicio”.
Metrogas, con una cuota de mercado similar (unos 2.500.000 clientes), también afirma que su plan de inversiones “destinadas a obras de infraestructura para renovar, consolidar y modernizar el servicio” se encuentra en plena marcha y ya ha desembolsado un tercio de los $ 15.000 millones comprometidos. Su plan de inversión se basa en la renovación y reparación de las redes de gas, mejoramiento de los canales de atención al cliente, renovación de la flota vehicular, actualización de los sistemas operativos, entre otros proyectos.
WINTER IS COMING
Para morigerar los efectos de la crisis económica, el mes pasado el Gobierno anunció, entre otras medidas, la suspensión del segundo aumento semestral de las tarifas, previsto para octubre. Si bien para José Luis Fernández es apresurado adelantar conclusiones, advierte que “tomando un escenario puntual con una inflación marzo/agosto 2019 del 23%, el impacto en los ingresos de distribución del período octubre/diciembre rondaría los $ 500 millones, considerando que la actualización tarifaria se aplicaría en enero de 2020”.
El bajo precio del gas en boca de pozo de los últimos dos meses (por debajo de los US$ 2 por millón de BTU en algunos contratos) muy probablemente no impacte en el invierno, pero colabora con el pretendido congelamiento de las tarifas. Aunque mira de reojo el hecho de que la sobreproducción desestimula la inversión en pozos, el Gobierno celebra que la variable más sensible de la factura se planche por un tiempo. Si, como parece indicar el calendario metereológico, el invierno de 2019 no será de los más fríos, la ecuación total puede dar más favorable. A la economía no le vendría mal ese tipo de calefacción.
EL BAJO PRECIO DEL GAS EN BOCA DE POZO DE LOS ÚLTIMOS MESES COLABORA CON EL PRETENDIDO CONGELAMIENTO DE LAS TARIFAS.