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PROYECTO DE TP
Expediente 3233-D-2007
Sumario: UNIVERSALIZACION DEL SERVICIO DE GAS NATURAL POR REDES.
Fecha: 29/06/2007
Publicado en: Trámite Parlamentario N° 80
El Senado y Cámara de Diputados...
UNIVERSALIZACIÓN
DEL SERVICIO DE GAS NATURAL POR REDES
Artículo 1º - Establécese una
afectación específica a la recaudación que se obtenga de los derechos a la
exportación del veinte (20) por ciento para las mercaderías comprendidas en las
posiciones arancelarias 2711.11.00, 2711.21.00, 2711.29.10 y 2711.29.90 de la
Nomenclatura Común del Mercosur (NCM) que será destinada exclusivamente a la
ampliación y extensión del servicio público del gas natural por redes, en todo el
territorio de la Nación.
Artículo 2º - La afectación específica
a que se refiere el artículo anterior tendrá una vigencia de cinco (5) años.
Del Fondo
Fiduciario de Universalización del Servicio Público de Gas por
Redes
Artículo 3º - Fondo fiduciario.
Recursos. Créase el Fondo Fiduciario de Universalización del Servicio Público de
Gas por Redes, que estará conformado por los siguientes recursos:
a) Los que sean recaudados como
consecuencia de los derechos de exportación a que se refiere el artículo primero
de la presente ley.
b) Aquellos subsidios que con igual
finalidad estén contemplados expresamente en el presupuesto nacional de cada
año de acuerdo a los términos del artículo 48 de la ley 24.076.
Artículo 4º - Finalidad. El Fondo
Fiduciario de Universalización del Servicio Público de Gas por Redes tendrá como
objeto:
a) Financiar las obras de
infraestructura de accesibilidad, la extensión de la red troncal, el tendido de
ramales de aproximación y redes de distribución para gas natural conforme al
orden de prioridad del artículo 9.
b) Subsidiar el costo de conexión a
redes existentes o que se establezcan en el futuro e instalaciones internas cuando
resulten necesarias para aquellos usuarios potenciales conforme lo dispuesto por el
artículo 9.
c) Financiar obras de reparación y
mantenimiento redes de distribución para Gas Natural y de la infraestructura
interna de provisión de Gas de Escuelas Públicas que ya cuenten con conexión a
redes existentes.
El Poder Ejecutivo Nacional procederá
según los criterios de distribución y asignación de beneficios del al artículo 9°.
De las
obras de infraestructura de transporte y distribución
Artículo 5º - Financiamiento. El
financiamiento de las obras de transporte y distribución necesarias para garantizar
la construcción, ampliación y/o extensión de gasoductos de transporte de gas
natural (TGN) y gasoductos de distribución como asimismo, la red de
abastecimiento interno de gas natural, serán efectuadas en dos etapas de acuerdo
a las siguientes pautas:
a) En una primera etapa, de acuerdo
a la necesidad de comenzar con las obras de infraestructura conforme al artículo
9° y que resulten más urgentes, las que serán a cargo del Estado nacional en su
calidad de garante de la prestación del servicio público.
b) En una segunda etapa, una vez
concluida la renegociación de los contratos en los términos del artículo 9º y
concordantes de la ley 25.561, previa evaluación de los planes de inversión, de las
metas de inversión comprometidas por los concesionarios y del interés de los
usuarios en relación con la accesibilidad del servicio, mediante el otorgamiento de
subsidios.
Artículo 6º - Subsidios. Los subsidios
del inciso b) del artículo anterior, serán autorizados cuando las habilitaciones
otorgadas obliguen a los transportistas y distribuidores a extender o ampliar las
instalaciones en los términos del artículo 32 de la ley 24.076 y el costo razonable
de la rentabilidad no pueda ser trasladado al usuario, o cuando de acuerdo al Plan
de Inversiones el inicio de las obras resulte conveniente a las necesidades del
servicio público.
Del costo
de conexión
Artículo 7º - Beneficiarios. Serán
beneficiarios de los subsidios contemplados por el inciso b) del artículo
cuarto:
a) Escuelas Públicas.
b) Aquellos usuarios potenciales del
servicio público de gas natural por redes que resulten más vulnerables en relación
con su nivel de ingresos, conforme los requisitos del artículo 8.
Artículo 8º - Requisitos. Constituyen
requisitos para acceder a los beneficios del artículo 8 inc. b), los siguientes:
a) Ser jefe de familia desempleado o
inhabilitado para efectuar tareas, o ser jubilado o pensionado con ingresos
mínimos por grupo familiar que fije la reglamentación;
b) Encontrarse inscripto en el padrón
social del Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social dependiente de la
Jefatura de Gabinete de Ministros de la Nación;
c)Acreditar su condición de usuario
potencial del servicio público de gas.
Artículo 9° Orden de Prioridad:
El Poder Ejecutivo Nacional procederá
a la distribución y asignación de beneficios según este orden de prioridad:
1) Obras de conexión a redes
existentes o redes que se establezcan en el futuro e instalaciones internas del
inciso b) artículo 4º, y obras de reparación y mantenimiento del inciso c) del
artículo 4°, cuando para ambas el beneficiario sea una Escuela Pública.
2) Obras de infraestructura de
accesibilidad, la extensión de la red troncal, el tendido de ramales de aproximación
y redes de distribución para gas natural cuando el beneficiarío sea de Escuelas
Públicas ubicada a no más de cuatrocientos (400) metros de redes
existentes.
3) Para el resto de las obras la
distribución y asignación de beneficios el Poder Ejecutivo Nacional procederá
según un orden de prioridad a fijarse en la reglamentación de la presente ley.
Artículo 10º - Metodología de reparto.
Los montos de subsidios que financien el costo de conexión de acceso al servicio
serán repartidos entre las jurisdicciones que adhieran a la presente ley, de acuerdo
al porcentaje de población con necesidades básicas insatisfechas (NBI) sobre el
total nacional, para ser aplicados para los fines para los cuales fueron
creados.
Art. 11°. - Los derechos de
exportación creados por la presente ley, comenzarán a regir desde su publicación y
será de aplicación para aquellas operaciones cuyas solicitudes de destinación de
exportación para consumo se registraren ante las aduanas desde dicha fecha.
Art. 12°. - La presente ley será
reglamentada en el plazo de 30 días.
Art. 13°. - Comuníquese al Poder
Ejecutivo.
FUNDAMENTOS
Señor presidente:
Antecedentes
La reestructuración en la
industria de gas natural
A. La situación anterior a la
reforma
Antes de la puesta en marcha de la
reforma producida en el sector gasífero, YPF S.E. concentraba toda la
disponibilidad nacional de gas natural, ya sea a través de su producción directa o
la realizada por medio de contratistas. Hacia fines de la década del 80, alrededor
del 10 % de la oferta total de gas natural se originaba en la importación desde
Bolivia que se realizaba a través del Gasoducto del Norte.
Por su parte, la empresa de Gas del
Estado1 tenía a su cargo el transporte, tratamiento y distribución de gas natural en
todo el país.
Todo el gas natural captado para su
comercialización era entregado por YPF S.E. a Gas del Estado, a un precio de
transferencia fijado por la Secretaría de Energía. Debido al objetivo principal de la
política energética, que estaba dirigida a sustituir los combustibles líquidos por gas
natural en los usos residenciales, industriales y la generación eléctrica, esos
precios de transferencia se mantuvieron muy bajos, especialmente hasta mediados
de los años 70, esta situación posibilitó una transferencia de renta que permitió a
Gas del Estado realizar las grandes inversiones requeridas para expandir la
cobertura del servicio2.
Desempeño de las industrias de
electricidad y gas natural después de las reformas: el caso de Argentina.
De este modo se logró una muy
rápida expansión del mercado de gas natural, sustituyendo progresivamente al fuel
oil en los usos industriales y en la generación de electricidad y al kerosene y GLP
en los usos residenciales. El consumo de gas natural se incrementó a una tasa
media anual superior al 7,5 % entre 1970 y 1989, en tanto el consumo total de
energía se expandió en ese mismo período a una tasa anual media inferior al 1,7
%. Esto explica que el gas natural haya incrementado su participación en el
consumo de fuentes primarias de 17,4 % en 1970 a 42 % en 1989. El
descubrimiento de importantes reservas en la cuenca neuquina (en particular, el
yacimiento gigante de Loma de la Lata), hacia fines de la década del 70, facilitó
notablemente esta rápida penetración del gas natural, especialmente a partir de
1980.
Dicho porcentaje de penetración del
gas natural en el balance energético ubicaba a la Argentina entre los países con
mayor desarrollo de esa industria en el plano mundial, especialmente si se
considera el grado de cobertura alcanzado con respecto a los usos calóricos en el
sector residencial. Así pasa a ser un país gasífero y ello implica un cambio radical
en el área energética. Al decir de Gustavo Callejas: "El balance de la era estatal
nos muestra que:
"a) El numero de usuarios había
llegado, aproximadamente a 4.500.000, con lo cual la mitad de la población
accedía a su consumo, en más de 260 localidades, situadas en todo el territorio
nacional.
"b) Las tarifas domiciliarias, medidas
en valores constantes, eran sólo el 6 % de las cobradas antes de su
nacionalización.
"c) La red troncal, una de las más
extensas del mundo, superaba los 12.000 kilómetros.
"d) La participación del gas en la
matriz de consumo energético primario llegaba al 40 % y tendía a incrementarse,
en detrimento de los combustibles líquidos derivados del petróleo.
"e) La accesibilidad y la permanencia
de todos los argentinos en el sistema gasífero estaban asegurados por el régimen
tarifario, que se regia por el principio de que cada usuario debía pagar por el gas
que utilizara, el mismo porcentaje de sus ingresos, sin importar su lugar de
residencia.
"f) El Programa de Uso Racional de la
Energía, lanzado en 1985, estaba en plena aplicación, siendo su aspecto más
visible, el desarrollo del GNC (gas natural comprimido) en los vehículos
automotores.
"g) Gas del Estado era
internacionalmente tomada como ejemplo y comparada con éxito, con las mejores
del mundo, entre ellas gas de Francia.
"h) Previamente a su venta, técnicos
de Petrobras, tasaron a Gas del Estado en 25.000 millones de dólares, utilizando el
criterio de empresa en marcha.
"i) La producción de gas tendía a
incrementarse, a causa del consumo doméstico e industrial, mientras que, por el
contrario, bajaba la producción de petróleo y consecuentemente el venteo de
gas.
"j) Los trabajadores de Gas del Estado
eran respetados en sus derechos gremiales; capacitados en forma permanente;
poseían el sentido de pertenencia a la empresa y habían desarrollado su propia
cultura; tenían, con altibajos, salarios directos dignos, mientras que las
remuneraciones indirectas cubrían las necesidades de los núcleos familiares de los
trabajadores activos y pasivos, relacionados con la salud, la educación de los hijos
y el esparcimiento".
B. La reorganización de la
cadena gasífera y la privatización de Gas del Estado
La reformulación del marco
regulatorio, la privatización de Gas de Estado y la fragmentación vertical y
horizontal de actividades fueron los instrumentos básicos para transformar la
cadena gasífera. Esos cambios afectaron esencialmente a la comercialización,
transporte y distribución del gas natural. Los cambios relativos a la producción
estuvieron ligados a la reforma petrolera.
1. Principales rasgos del
nuevo marco regulatorio de la industria de gas natural
Los objetivos que se enuncian en el
nuevo marco regulatorio (ley 24.076/92)3 son: proteger los intereses de los
consumidores, promover la competencia en los mercados, alentar las inversiones y
mejorar la eficiencia en el transporte, distribución y uso del gas natural. A la vez,
según Kozulj (1993), los principios regulatorios esenciales establecidos en dicho
marco legal son:
a) El transporte y la distribución de
gas natural deben ser realizados por personas jurídicas de derecho privado
mediante licencias, concesiones o servicios de transporte. El Estado nacional o
provincial sólo puede hacerse cargo cuando el sector privado no quiera
participar.
b) Los productores, captadores,
procesadores, transportistas, almacenadores, distribuidores, comercializadores y
grandes consumidores, son reconocidos como actores4.
c) Toda obra de envergadura en
transporte o distribución (prevista o no) requiere la autorización del Ente Nacional
Regulador de Gas (Enargas). Frente a solicitudes de servicio de transporte que
impliquen obras no previstas, el prestador puede negarse a satisfacerla aduciendo
razones económicas. Los conflictos que pudieran surgir son resueltos por
Enargas.
d) La seguridad del suministro no
interrumpible recae en transportistas y distribuidores, que deben además satisfacer
toda demanda razonable5.
e) Se establece el libre acceso de
terceros a los sistemas de transporte y distribución, restringido únicamente por las
capacidades disponibles. Ningún transportista o distribuidor podrá conceder
ventajas o preferencia de acceso a sus instalaciones.
f) La importación de gas natural es
totalmente libre y las exportaciones están sujetas a aprobación de la Secretaría de
Energía de la Nación y sólo serán autorizadas en tanto no afecten el
abastecimiento interno.
g) Se establecen limitaciones a la
integración vertical: los transportistas no pueden comercializar el gas; los
almacenadores, distribuidores o grandes consumidores no pueden tener control
directo o indirecto sobre el transporte ni los transportistas o consumidores sobre la
distribución6.
h) El precio del gas, considerado en el
punto de ingreso al sistema de transporte, fue regulado durante el período de
transición por la Secretaría de Energía y luego pactado libremente entre las
partes7.
i) La tarifa de transporte es regulada
en el contrato de concesión. Dicha tarifa remunera a los transportistas según
puntos de recepción y despacho con un cargo por m3/día que crece con la
distancia. También se establece un cargo mínimo que sólo rige para los servicios
no interrumpibles.
j) En el ámbito de la distribución se
regulan las tarifas aplicadas a los usuarios cautivos.
Los grandes consumidores son
diferenciados según que sus demandas sean interrumpibles (más de 3.000.000
m3/año) o firmes (más de 10.000 m3/día) y según que estén conectados al
transporte o a la distribución. Los grandes consumidores no interrumpibles deben
abonar un cargo por reserva de capacidad. Se establece la prohibición de efectuar
subsidios cruzados entre usuarios.
k) Las tarifas de transporte y
distribución serán reguladas de modo de cubrir todos los costos y un margen de
rentabilidad razonable.
l. El Enargas es un ente autárquico
que, además de hacer cumplir las disposiciones del marco regulatorio y las
condiciones de los contratos de concesión, dicta normas de procedimientos,
incluyendo aquellas que se refieren a la seguridad, confiabilidad y operabilidad del
sistema; previene las prácticas anticompetitivas, establece las bases de cálculo
para las tarifas en las diversas etapas (vigilando que se cumplan los principios y
procedimientos establecidos en la ley y en los respectivos contratos de concesión),
resuelve los conflictos mediante audiencias públicas, requiere y publica la
información, aplica sanciones y vela por la protección de las instalaciones, la
propiedad y el medio ambiente.
Puede comprobarse que en los
principios generales del marco regulatorio de la industria del gas natural, al
margen de ciertos aspectos específicos propios de cada actividad, existe una
similitud muy marcada con los correspondientes al del sistema eléctrico. En efecto,
en ambos casos se plantea la desintegración vertical de la cadena productiva, la
incompatibilidad de funciones y el acceso de terceros a las redes de transporte y
distribución, tratando de propiciar la disputabilidad en el mercado de
abastecimiento mayorista (Pistonesi, H., 1998). Al mismo tiempo, en ambos casos
se establecen pautas semejantes para la regulación de los monopolios naturales de
transporte y distribución.
Sin embargo, es claro que las
posibilidades de que esa disputabilidad se convierta en competencia potencial
efectiva son muy diferentes en cada caso. Es claro que en el ámbito del upstream
(producción, generación), el grado de relevancia de las economías de escala es
muy diferente en un caso que en otro (mucho más significativas en el caso de la
producción de gas natural). Es también evidente que las características de los
respectivos sistemas de transporte difieren considerablemente en el grado de
interconexión y reversibilidad de los flujos, aspectos que definen las posibilidades
de accesibilidad desde ciertos puntos en el caso de cada red, y por tanto, las
posibilidades reales de competencia.
En el caso de la industria del gas
natural, las cuestiones espaciales relacionadas con la ubicación de los recursos
(reservas recuperables) y con el trazado de los gasoductos troncales, dan lugar a
un alto grado de concentración por el lado de la oferta, limitando así las
posibilidades de disputabilidad de los mercados y de competencia real en los
mismos. Como también se verá más adelante, la situación es drásticamente
diferente en el caso eléctrico.
Luego siguió una tendencia creciente
en dólares y se situó en un promedio de u$s 1,18 por millones de BTU en
1998/99.
2. La privatización de Gas
del Estado
Antes de su privatización, la empresa
Gas del Estado fue subdividida en dos compañías transportistas8, y ocho empresas
distribuidoras que cubren todo el territorio nacional9, excepto la Región Nordeste
(Misiones, Corrientes, Formosa y Chaco)10 (gráfico 1).
Inicialmente, los activos de las
compañías transportadoras fueron privatizados a un nivel de 70 % y los
correspondientes a las empresas distribuidoras entre 70 % y 90 %. El pago por
estos activos fue integrado por dinero efectivo, títulos de la deuda y la
transferencia de pasivos de corto y largo plazo de la empresa Gas del Estado a los
consorcios adjudicatarios.
Cada consorcio adjudicatario debía
tener como integrante una empresa que tuviera antecedentes como operador
técnico. Esto implicó que los consorcios concesionarios estuvieran necesariamente
integrados por empresas extranacionales, cuya participación en algunas de las
distribuidoras alcanza niveles que oscilan entre 40 y 51% 11.
Sin embargo, todos esos consorcios
tuvieron inicialmente una participación, en algunos casos mayoritaria, de los
grupos económicos nacionales, ex contratistas de YPF en la producción de petróleo
y gas natural, y adjudicatarios de áreas marginales y centrales privatizadas (Perez
Companc, Astra, CGC, SIDECO, Techint, Pluspetrol)12.
De este modo, luego de la
privatización de Gas del Estado la industria del gas quedó configurada en dos
subsistemas de produccióntransportedistribución delimitados geográficamente y
vinculados internamente por la presencia simultánea, directa o indirecta, de los
mencionados grupos económicos en cada etapa.13
Con posterioridad al
desmembramiento de Gas del Estado (segmentación vertical y horizontal) y de la
adjudicación inicial de las unidades empresarias emergentes a los diferentes
consorcios, se produjeron transferencias de las participaciones de capital de las
empresas adjudicatarias. En términos generales, estas transferencias implicaron la
venta de las acciones en poder del Estado nacional, el Programa de Propiedad
Participada y entidades financieras (Citicorp, Banco Río, Banco Francés, Credit
Suisse, First Boston) a actores locales o extranacionales vinculados con la actividad
energética. También se produjeron transferencias de activos de grupos privados
locales a favor de actores de origen transnacional.14
C. El desarrollo del
mercado mayorista de gas natural: funcionamiento y desempeño
Los ya mencionados principios
regulatorios de segmentación vertical de la cadena gasífera, de incompatibilidad de
funciones y de libre acceso de terceros a las redes de transporte y distribución,
junto con la partición horizontal (y regional) en el proceso de la distribución,
estuvieron dirigidas a generar un mercado mayorista que se autorregulara. Es
decir, un mercado donde el precio del gas en cabecera de gasoducto resultara de
la interacción de la oferta y la demanda, que se caracteriza además por un nivel de
competencia suficiente para disciplinar el comportamiento de los actores.
El precio del gas natural en boca de
pozo se mantuvo regulado hasta fines de 1993, con la finalidad de evitar que se
produzcan alteraciones bruscas en los precios de oferta durante la transición hacia
un afianzamiento de la nueva organización de la cadena gasífera. Al respecto debe
tomarse en cuenta que, de acuerdo con los principios establecidos en el marco
regulatorio, las empresas distribuidoras están autorizadas a trasladar a las tarifas
finales (aplicadas al segmento cautivo) el precio de adquisición del gas, aunque
ese traslado no es totalmente automático ya que puede ser impugnado en caso
que se excedan ciertos límites razonables. La liberalización del precio a la entrada
de las cabeceras de gasoducto fue dispuesta a partir del 1º/1/94 (decreto
2.731/93), y con ello el libre funcionamiento del mercado mayorista.
1. Funcionamiento del
mercado mayorista: concentración de la oferta
Uno de los principales rasgos del
mercado mayorista de gas natural es la elevada concentración en el eslabón de la
produccióncomercialización. En efecto, la empresa Repsol controla, luego de la
compra de las acciones de YPF S.A. y de ASTRA, alrededor del 50 % de las
reservas comprobadas de gas natural y alrededor del 60 % de la comercialización
mayorista de ese combustible. En el ámbito de la producción, Repsol tiene control
sobre una porción mayor al 35 % y los cinco operadores principales dan cuenta de
alrededor del 75 % de la misma. Es decir, la estructura de oferta en el mercado
mayorista del gas natural tiene un marcado carácter oligopólico, con una empresa
líder con capacidad para fijar los precios en boca de pozo.
En el cuadro 2 se presenta la
información sobre la participación de los principales operadores o empresas, que
permite corroborar lo expresado en relación con el grado de concentración de la
oferta del gas natural en el mercado mayorista. Aunque la concentración en la
oferta de ese mercado se expresa en términos de las ventas, es claro que la
posición de mercado de cada empresa se sostiene en el control sobre el recurso
(reservas) y sobre la capacidad de producción a partir del mismo. Al menos, estos
dos últimos elementos son decisivos en el funcionamiento del mercado mayorista
en una perspectiva de mediano plazo.
Los datos del cuadro 2 requieren
ciertas aclaraciones con respecto a las divergencias entre los porcentajes relativos
a reservas, producción y ventas. Las discrepancias que se observan entre los
porcentajes de reservas y producción se explican en gran medida por las
diferentes magnitudes, ubicación espacial y características de los yacimientos
explotados por cada operador, así como las distintas racionalidades con respecto a
la valorización de las reservas. Por ejemplo, en el caso de Repsol -YPF, la tasa de
declinación de la relación reservasproducción es más alta que el promedio; en el
caso de Total Austral, los yacimientos de la cuenca Austral tienen un ritmo de
explotación más lento, debido principalmente a las dificultades de evacuación de la
producción.
En cambio, las divergencias entre los
porcentajes de producción y ventas se explican por la preexistencia de contratos
de compra de YPF con algunos operadores (por ejemplo, Total Austral, Pluspetrol),
por la participación de YPF en yacimientos manejados por otros operadores y por
la compra de ASTRA por Repsol. El conjunto de estos factores permitió a Repsol -
YPF concentrar poco menos del 60 % de la oferta en el mercado mayorista y, por
tanto, actuar como empresa líder en una estructura de oligopolio homogéneo. Sin
embargo, entre las condiciones que se fijaron al venderse la casi totalidad de las
acciones de YPF S.A. a Repsol, se estableció que Repsol -YPF debía limitar su
compra de gas natural a terceros, avanzando hasta la total desaparición de esas
adquisiciones hacia fines del año 2000. Esto conduciría a reducir la participación de
esa empresa en las ventas a un porcentaje cercano al 40 %, incluyendo su
producción como operador directo y la que le corresponde por las asociaciones en
otros consorcios.
De cualquier modo, esto no cambiaría
demasiado la situación de alta concentración en la oferta ya que el menor
porcentaje de Repsol -YPF implicará mayores porcentajes de Total Austral,
Pluspetrol o alguno de los otros oferentes, que ya tiene una participación
significativa.
El grado de concentración en la oferta
se acentúa considerablemente cuando además se toman en cuenta los aspectos
espaciales. En efecto, en la Cuenca Noroeste dos operadores15 controlan
alrededor del 90 % de las reservas comprobadas; en la Cuenca Neuquina 5
operadores16 manejan un porcentaje similar y en la Cuenca Austral, tres
operadores17 controlan más del 75 % de las reservas.18 Esto significa que la
mayoría de los centros de consumo de importancia (a excepción del Gran Buenos
Aires) enfrentan una oferta fuertemente concentrada debido a la localización de los
recursos y a la topología de la red de gasoductos troncales, que tiene una
estructura radial, confluyendo en el Gran Buenos Aires.
Desempeño de las industrias de
electricidad y gas natural después de las reformas: el caso de la Argentina
Por otra parte, a pesar de las
disposiciones regulatorias que establecen la incompatibilidad de funciones en el
seno de la cadena gasífera, existen situaciones de actores que integran consorcios
que operan en diferentes eslabones de la misma, sin que ello constituya
violaciones formales de dichas disposiciones, pero que, de hecho, dan lugar a
cierto grado de reintegración vertical de las actividades de la industria. Este tipo de
integración alcanza en algunos casos hasta el ámbito del consumo, puesto que
ciertos grandes usuarios también integran consorcios concesionarios de la
distribución de gas natural. Por otra parte, dada la fuerte interacción de gas
natural y electricidad en el ámbito de los centros de transformación (centrales de
generación térmica), existen también situaciones en las que ciertos actores
vinculados al transporte y/o a la producción de gas natural han incursionado en la
generación eléctrica, logrando así ventajas competitivas sobre otros actores
especializados en esta última actividad.
2. La evolución de los
precios del gas en boca de pozo
Los precios del gas natural en boca de
pozo se mantuvieron regulados más de un año después de implementada la
reforma, situándose en alrededor de 0,97 $/Mbtu durante ese período. Ese precio,
expresado en dólares de 1990, había sido de 0,62 $/Mbtu en el período 1984-89 y
de 0,88 $/Mbtu para el lapso 1990-92. El ajuste del precio del gas en boca de pozo
se implementó desde el inicio de la reforma petrolera, alcanzando progresivamente
el nivel que se mantuvo hasta la desregulación, a principios de 1994.
Los contratos de compraventa de gas
entre oferentes y demandantes del mercado mayorista no tienen difusión pública,
aunque deben ser puestos en conocimiento del Enargas. Esto implica una
limitación importante a la transparencia que se requiere para organizar un ámbito
real de competencia. Este hecho se agrega a la ya mencionada concentración en la
oferta, reforzando de este modo el carácter oligopólico de ese mercado que, por
otra parte, es claramente no disputable.
Esa falta de transparencia no permite
construir una serie sobre la evolución de los precios efectivos del gas a nivel
mayorista. Sin embargo, el Enargas publica en sus informes anuales los precios
medios por cuenca que pueden ser considerados como indicadores que reflejan
adecuadamente dicha evolución.
Después de su liberación, el nivel de
los precios del gas a la entrada de los gasoductos troncales en las cuencas
Neuquina y Noroeste se incrementó rápidamente hasta llegar a niveles de
alrededor de 1,33 $/Mbtu y 1,21 $/Mbtu, respectivamente, en 1997. Esto quiere
decir que el incremento en el período 1993 -1997 fue de 37 % y 25 %. A partir de
entones, el nivel de precios mostró una tendencia decreciente muy leve,
acompañada de las variaciones propias de la estacionalidad (veranoinvierno) que
tienen su principal origen en el mercado de calefacción.
Es importante observar que el precio
correspondiente a la Cuenca Austral mantuvo un nivel semejante al valor regulado
previo a la liberación del 1/1/1994, a diferencia de los precios de las otras cuencas
mencionadas. Al parecer, este precio fijó el piso para la cuenca espacialmente más
desfavorecida, dando lugar a rentas diferenciales de posición a las otras dos
cuencas. Es claro que a estas rentas de posición se le agregan las rentas de
"fertilidad", propias de cada yacimiento independientemente de su posición
respecto del mercado. Para algunos yacimientos, como Loma de la Lata, Aguada
Pichana y San Roque, en la Cuenca Neuquina, la renta diferencial de fertilidad
tiene una gran significación.19
De este modo, si se considera el
agregado de las rentas diferenciales (fertilidad y posición) y de monopolio, el
excedente originado en la cadena del gas natural y apropiado en la esfera de
producción, tiene una magnitud muy considerable. Una estimación de las cuentas
de producción e ingresos de la actividad de producción de gas natural para el año
1997 muestra que el excedente de explotación representa alrededor del 32 % del
valor de producción y el 61 % del valor agregado bruto de dicha actividad
(Pistonesi H., Kozulj R., Disbroiavaca N., Bravo G., 2000).
Al margen de estas consideraciones,
importa también examinar el hecho de que a partir de 1997 los precios del gas
natural se han mantenido bastante estables, más allá de las variaciones
estacionales. Incluso se observa, tal como se ha señalado, una leve tendencia
declinante (gráfico 2).
De esta manera en 1997 los precios
parecen haber alcanzado un techo, que pueden modificarse en el mediano plazo a
causa de la incidencia de los proyectos de exportación. Son varios los factores que
pueden estar influyendo sobre ese comportamiento de los precios. En primer lugar,
a pesar del grado de monopolio que caracteriza a este mercado, el Enargas parece
haber conseguido cierto éxito al poner límites superiores al precio del gas
reconocido para el pass through a las tarifas finales que pueden cobrar las
distribuidoras.
Por otra parte, hay que tomar en
cuenta las posibles consecuencias de la reintegración parcial de la cadena gasífera;
tal como se ha expresado, ciertos actores de la producción de gas natural forman
parte directa o indirectamente de los consorcios que controlan el transporte y/o la
distribución. Por ejemplo, Repsol-YPF es accionista mayoritario de ASTRA y esta
empresa tiene una participación de 31,7 en Metrogas, una de las dos distribuidoras
metropolitanas. Repsol-YPF tiene vínculos indirectos con Gas Natural de España y
esta empresa tiene una participación de 37,5 % en el consorcio concesionario de
Gas Natural BAN. Ante el hecho del control del pass throug por parte de Enargas,
este tipo de vínculos puede tener asimismo alguna incidencia sobre la decisión de
no incrementar los precios más allá del nivel alcanzado en 1997.
Además, la creación de un mercado
spot en 1995 también parece haber tenido alguna influencia sobre la evolución de
los precios. El decreto 1.020/95 está orientado al objetivo de promover una mayor
competencia en el mercado mayorista de gas natural, creando un régimen optativo
para que las distribuidoras puedan adquirir una parte de ese combustible a precios
inferiores a los que resultan de los contratos de largo plazo.20 De este modo, las
empresas distribuidoras que consigan precios más bajos en el mercado de corto
plazo pueden retener hasta el 50 % del diferencial con relación a los precios de
referencia que se toman en cuenta por Enargas para el pass through a las tarifas
finales.21
Por ello, resulta de interés regulatorio
que oferentes y demandantes desarrollen el mercado de corto plazo de gas natural
(mercado spot), con suficiente información, transparencia y publicidad, de modo
tal de permitir y alentar el funcionamiento eficiente y competitivo de la industria
del gas natural en la Argentina.
El citado mecanismo provee
incentivos por dos vías: premiando a las distribuidoras que compren gas por
debajo del Precio de Referencia, que conservan la mitad de la diferencia entre el
precio de compra y el de referencia, y castigando a aquellas que compren por
encima del precio promedio de la cuenca correspondiente, permitiéndoles trasladar
sólo una parte de ese mayor precio. Dichas operaciones en este mercado han
tenido una importancia creciente en el tiempo, permitiendo incrementar los
volúmenes operados, lo cual ha resultado beneficioso tanto para las distribuidoras
como para los usuarios (página web del Enargas, "Precios y tarifas" 1/6/00).
Aunque los volúmenes transados en
el mercado de corto plazo fueron incrementándose a partir de la vigencia del
decreto 1.020/95, alcanzando su nivel absoluto máximo en el invierno de 1998,
son aún marginales respecto de los volúmenes correspondientes a los contratos de
largo plazo. En efecto, durante el período invierno 97 - invierno 99 el porcentaje
promedio de los volúmenes transados en el mercado de corto plazo respecto de los
correspondientes a los contratos de largo plazo fue del orden del 3,5 %.22 Este
porcentaje varía según la cuenca de que se trate: 2,9 % en la Cuenca Neuquina,
13,2 % en la Cuenca Noroeste y 1,1 % en la Cuenca Austral. Estas diferencias
entre cuencas se explican por el hecho de que las distribuidoras con mayor tamaño
de mercado cautivo, y más directamente vinculadas con el abastecimiento desde
las cuencas Neuquina y Austral, fueron las más remisas a ingresar al mercado de
corto plazo.
De cualquier modo, la leve declinación
que se observa en la evolución de los precios a partir de 1998 parece más el
resultado del estado de recesión por el que atraviesa la economía argentina en los
últimos dos años que el resultado de una mayor competencia. En el mediano plazo
pueden esperarse algunos otros cambios en el comportamiento de los precios
mayoristas del gas como consecuencia de la concreción de los proyectos de
exportación. Este tema será retomado más adelante.
3. El mercado de grandes
usuarios y el "by pass" comercial a las distribuidoras
De acuerdo con la normativa
regulatoria vigente, los consumidores que están en condiciones de ser grandes
usuarios pueden realizar un by pass comercial al distribuidor del área de licencia a
la que pertenece y contratar su abastecimiento con un productor o
comercializador. Aunque esta opción implica el pago de un peaje al distribuidor
correspondiente, es altamente probable que, por esta vía, el gran usuario se
abastezca del gas a un precio menor.
De hecho, la porción del gas
comercializado a través de este mecanismo fue creciendo rápidamente a partir de
la liberación del precio del gas en boca de pozo en 1994. En efecto, el volumen del
gas entregado a través de esa modalidad de comercialización aumentó más de
cinco veces entre 1994 a 1997, alcanzando en este último año al 26 % del gas
entregado (ver gráfico 4).
Con respecto a la incidencia espacial
del by pass comercial, puede observarse que es en el área de concesión del litoral
donde esa modalidad de comercialización adquiere una especial relevancia, a
causa de la localización en esa zona de distribución de una importante actividad
siderúrgica y, en menor medida, química y petroquímica, aceitera y papel y
celulosa. Dentro de la categoría de grandes usuarios, esas actividades, junto con la
refinación de petróleo y las cementeras, dan cuenta de más del 70 % del total, al
mismo tiempo que representan más del 60 % del total de la demanda de gas en la
industria manufacturera (Enargas, Informe Anual 1998, Anexo VII).
Aunque no se pueda disponer de
información sobre los precios pagados por los grandes usuarios por el gas
adquirido a través del by pass comercial, parece claro que el incentivo para optar
por ese canal de comercialización está dado por los diferenciales de precio que
pueden obtener. De alguna manera, esto queda en evidencia, aunque
indirectamente, en las quejas de las empresas distribuidoras que se refieren a las
limitaciones que le impone la normativa regulatoria y el Enargas, que no les
permite discriminar sus precios a favor de los grandes usuarios, traspasándoles
parte de los menores costos por razones de escala. En consecuencia, la apertura
de las redes de transporte y distribución ha beneficiado a los grandes usuarios,
respecto del conjunto de los consumidores de gas natural. Sin embargo, desde una
perspectiva histórica, el incremento de los precios del gas en boca de pozo puede
anular parte de esa ventaja relativa.
Otros hechos destacables que se
desprenden del gráfico 4 son los consumos en boca de pozo y el by pass físico.
Mientras que los consumos en boca de pozo son especialmente relevantes en el
caso de la Cuenca Neuquina, el by pass físico tiene importancia en la Cuenca
Noroeste.
Estas dos modalidades de
comercialización están especialmente relacionadas con la transformación realizada
en el sistema eléctrico. En efecto, la competencia introducida en el mercado de
generación eléctrica hizo que algunos actores de la producción hidrocarburífera
ingresaran a dicho mercado, invirtiendo en centrales turbogás, con la ventaja de
contar con gas de bajo costo. Esto es especialmente aplicable a la Cuenca
Neuquina, donde se instalaron centrales de generación eléctrica en boca de pozo.
Sin embargo, esta estrategia se vio rápidamente obstaculizada debido a las
limitaciones en el transporte de electricidad desde esa región hacia el centro de
carga del sistema. Frente a esas dificultades, las inversiones de generación se
desplazaron hacia la Región Noroeste, en las cercanías del Gasoducto del Norte,
hecho que explica al menos en parte el incremento del by pass físico en esa
zona.
4. El sistema de
transporte: excedentes e inversiones
Las condiciones establecidas en los
contratos de concesión obligan a las empresas transportistas a realizar las
inversiones requeridas para mantener y mejorar la seguridad del sistema. Sin
embargo, aunque no se hayan construido gasoductos troncales, los nuevos
operadores realizaron inversiones que implicaron un incremento de alrededor de
43 % en la capacidad de transporte (gráfico 5). Tales inversiones se concretaron
esencialmente a través de la construcción de loops (alrededor de 167 km en total)
y la adición y/o ampliación de estaciones compresoras y respondieron tanto a las
necesidades del abastecimiento interno como a los requerimientos de
exportación.
Estas decisiones de inversión parecen
haber sido motivadas por las condiciones propias del negocio. De acuerdo con el
Informe Anual 1998 del Enargas, el monto acumulado de las inversiones realizadas
en el período post reforma es cercano a 1.000 millones de pesos. En el período
1994-1998, y como consecuencia de la expansión de la demanda, los ingresos
anuales por ventas de los servicios de transporte se incrementaron de 502,5 a
597,8 millones de pesos argentinos.
Por otra parte, el transporte de gas
ha sido una de las actividades más rentables entre el conjunto de los servicios
públicos privatizados. En efecto, las empresas transportadoras de gas natural
tuvieron, en promedio, para el período 1993-1999, un margen de utilidad neta
sobre ventas de 41,7 % para la TGS y de 30,6 % para la TGN. De este modo, la
utilidad neta acumulada desde 1993 y hasta 1999 puede estimarse en alrededor de
los 1.500 millones de pesos argentinos.
De acuerdo con la estimación
preliminar de las cuentas nacionales para el año 1997, los excedentes de
explotación (EE) de las actividades que componen la cadena productiva del gas
natural arrojaron los siguientes resultados: producción, 628,4 millones de pesos;
transporte, 350,6 millones de pesos; distribución, 331,8 millones de pesos. Si se
comparan estos montos con los correspondientes a valores brutos de producción
(VBP) y a los valores agregados brutos (VAB) de cada actividad se obtiene una
imagen más clara de la relevancia de esos excedentes de explotación:
Tratándose de actividades altamente
intensivas en capital, parece razonable que la relación EE/VAB tenga niveles muy
altos. Pero lo que es especialmente destacable es que la relación EE/VBP sea, en el
caso del transporte incluso más alta que la correspondiente al ámbito de la
producción, que se caracteriza por una alta captación de las rentas del recurso,
según se mostró previamente.
De lo anterior parece desprenderse
que la tasa de retorno que deriva de la tarifa de transporte está muy por encima
de las usuales para este tipo de actividades, especialmente si se toma en cuenta
que los montos pagados por los concesionarios al momento de la privatización
estuvieron bastante por debajo de los valores de reposición equivalentes (Kozulj
R., 1993).
De cualquier modo, más allá de las
consideraciones relativas a la apropiación de las rentas en el subsistema de la
cadena gasífera, la expansión de la capacidad de transporte de gas implicó una
reducción muy significativa de las restricciones en el uso de ese combustible en los
meses invernales por parte de las centrales térmicas. Este fue un factor
determinante en el funcionamiento del mercado mayorista eléctrico.
5. Los mercados de
exportación
En los últimos años, las exportaciones
han constituido la porción más dinámica de la demanda de gas natural. Con la
inauguración de los gasoductos de exportación hacia Chile, por el Norte, el Sur y
desde la parte central del país, las exportaciones de gas han sustituido, a partir de
1997, en el dinamismo de la demanda a las nuevas centrales de generación
térmica instaladas en la Argentina a partir de la reforma eléctrica.
En el cuadro 3 se detallan los
gasoductos internacionales que vinculan a la Argentina con otros países del Cono
Sur y que se encuentran en operación. Entre ellos, los que se originan en Bolivia y
se extienden al Norte de la Argentina, fueron los que permitieron los flujos de
importación desde principios de la década del 70, a través de la interconexión con
el Gasoducto del Norte. Sin embargo, tal como lo indica la nota al pie del cuadro 3,
el gasoducto Colpa-Yacuiba revertiría su flujo para posibilitar las exportaciones
desde la Argentina hacia Brasil, a través de la interconexión Santa Cruz - San
Pablo.
Tanto el gasoducto Bandurria, como
el Cóndor-Posesión23 están destinados a alimentar respectivamente el segundo y
tercer tren de la planta de metanol en el extremo sur de Chile. El primero es de
propiedad de Repsol YPF (del lado argentino) y de ENAP (lado chileno), mientras
que el segundo es propiedad de ENAP.
Además de las interconexiones en la
zona austral, existen otros cuatro gasoductos de exportación hacia Chile, dos en la
zona central y dos en el extremo norte. Los dos de la parte central, Gas Andes y
Gas Pacífico, están destinados al abastecimiento de las regiones del Gran Santiago
y Concepción, para los diversos usos residenciales, comerciales, industriales y para
la generación eléctrica. Este último constituyó un elemento estratégico de la
política energética chilena, que se orientó a la promoción de una mayor
competencia en el subsistema eléctrico de la zona central del país, caracterizado
por una alta concentración en la oferta del mercado de generación.
Los gasoductos del norte, Gas
Atacama y Norandino, responden esencialmente a demandas energéticas
originadas en la gran minería del cobre, ya sea del propio gas natural o
(principalmente) de la energía eléctrica generada por medio de ese combustible.
Estos proyectos y la línea de transmisión, que lleva la electricidad generada con
gas natural en boca de pozo en la Cuenca Noroeste argentina, son en cierta
medida competitivos entre sí; especialmente, luego de la disminución en el
crecimiento de la actividad minera a partir de la crisis financiera en los países
asiáticos.23
Hacia Uruguay existen tres
gasoductos, dos por el Litoral, uno (en construcción) dirigido esencialmente a
alimentar una planta de generación eléctrica (C.T. Casablanca), otro destinado a
usos industriales, comerciales y residenciales; el tercero, de mayor envergadura,
parte desde la provincia de Buenos Aires hacia Montevideo (en construcción), con
el propósito de abastecer el principal mercado de ese país, aunque se estudia su
extensión hasta Porto Alegre.
Por último, el gasoducto Uruguayana
(ver mapa de Anexo I) tiene el propósito de alimentar una central térmica de 600
MW en territorio brasileño y entregar alrededor de 2,5 MMmcd para distribuir en el
estado de Rio Grande do Sul. Repsol YPF proveerá el gas a Petrobras a partir de la
Cuenca Neuquina. El transporte en territorio argentino estará a cargo de la
Transportadora de Gas del Norte y, en suelo brasileño, de la Transportadora de
Gas del Mercosur.
Existen además otros proyectos
ambiciosos de construcción de gasoductos hacia los potenciales mercados del
sudestesur de Brasil. Uno de ellos se originaría en la cuenca noroeste de la
Argentina (Gasoducto Mercosur) con destino a San Pablo, pasando por Asunción,
con una capacidad de 25 MMmcd24, y otro desde la cuenca austral con destino a
Montevideo Porto Alegre, con una capacidad de 31 MMmcd Sin duda, la
voluminosa inversión en el sector ha sido consecuencia de las reformas
implementadas en el sistema energético argentino, de una racionalidad que
plantea la acelerada valorización de las reservas de gas por parte de los nuevos
actores privados y por las excelentes oportunidades de negocio que ofrecen las
potencialidades de los mercados externos de gas natural en el Cono Sur,
especialmente el de las regiones sudsudeste del Brasil.
Con la construcción de los
mencionados gasoductos, las exportaciones crecieron rápidamente a partir de
1996 y se espera que hacia el año 2010 pueden representar alrededor del 45 %
del gas consumido internamente (gráfico 6).25 Aunque desde la perspectiva de la
integración regional este hecho puede ser interpretado como un importante
avance, tanto desde el punto de vista de la complementación económica como en
lo que se refiere al impacto ambiental, el aumento de las exportaciones de gas
podría tener -y de hecho las tiene- impactos negativos para el abastecimiento
interno de la Argentina.
En efecto, si se toman en cuenta los
volúmenes comprometidos para su exportación (cuadros AI.1 y AI.2 del anexo I) y
se los compara con el inventario de las reservas comprobadas y probables hacia
fines de 1998, se tendría una situación como la que se indica en el gráfico 7. Si se
consideran únicamente las reservas comprobadas, los volúmenes autorizados para
su exportación representarían alrededor del 27 % (AA/RC, total, en el gráfico); ese
porcentaje se elevaría a 35,3 % si se agregaran los volúmenes asociados a las
autorizaciones en trámite (AT/RC, total, en el gráfico)26.
Una muestra de la creciente
preocupación que podría plantearse por la evolución de las exportaciones respecto
del abastecimiento interno se refleja en la resolución 299/98 de la Secretaría de
Energía que, en su capítulo I, artículo 3º, establece que las autorizaciones de
exportación de gas natural, con los términos y condiciones que se establezcan,
serán otorgadas en la medida que no afecten el abastecimiento interno.
Por otra parte, si se tienen en cuenta
las autorizaciones de exportación y las reservas por cuenca se observa que en
algunas de ellas (Noroeste y Neuquina) esos porcentajes superan en ciertos casos
los niveles promedio. La cuenca que parece más comprometida en términos de
reservas es la Noroeste: la relación (AT/RC) alcanza un nivel superior al 45 %.
Incluso, en el análisis de prospectiva de la Secretaría de Energía se expresa que "la
importación de gas desde Bolivia aparece para reemplazar gas de la cuenca
Noroeste cuando ésta llega a su límite de producción, supuesto en 53 MMm3/día.
La importación es creciente, comenzando entre los años 2006 y 2008, y
alcanzando al año 2010 alrededor de 5 MMm3 /día".
En consecuencia, teniendo en
consideración la evolución del consumo interno y de las exportaciones esperadas,
se requiere un importante esfuerzo exploratorio para mantener en 10 años la
relación reservas producción hacia el año 2010.
En efecto, "considerando un 4,3 %
a.a. de crecimiento de la demanda de gas del mercado argentino, para el período
1999 - 2010, que incluye el consumo de gas para usinas, resulta en un volumen
acumulado de 529 miles de MMm3. Sumando los volúmenes a exportar y los
requerimientos de la demanda doméstica del período 1999 - 2010, resulta un total
de 674 miles de MMm3. Se señala que en los volúmenes considerados se han
incluido las pérdidas por transporte, el venteo de gas, el gas retenido en plantas y
el consumido en yacimiento, resultando un volumen representativo de la
producción neta de reinyección a formación. El requerimiento de producción de
gas, acumulado hasta el año 2010 compromete, prácticamente, el 100 % de las
actuales reservas comprobadas. Considerando las expectativas de incorporación de
reservas de gas para el período 1999-2010, se alcanzaría el año 2010 con una
relación reservasproducción de alrededor de 10 años" (Secretaría de Energía,
1999).
A partir de estas consideraciones
contenidas en la prospectiva de la Secretaría de Energía (ente encargado de la
política energética nacional), queda claro que la dinámica de los negocios de
exportación de gas natural pueden afectar de modo significativo a la disponibilidad
del combustible para el abastecimiento interno futuro.
Frente a este panorama de creciente
escasez del gas natural, especialmente en las cuencas Noroeste y Neuquina (72 %
de la producción y 76 % del gas inyectado a gasoductos en 1998), puede
esperarse una tendencia creciente en el precio. Por otra, el netback resultante de
las exportaciones de Bolivia a Brasil (gasoducto Santa Cruz - San Pablo) resulta
sumamente atractivo para el gas de las mencionadas cuencas, especialmente para
la Noroeste. En consecuencia, si el precio city gate en San Pablo constituyera la
referencia para el mercado del Cono Sur, las modificaciones en el origen espacial
del abastecimiento interno (mayor preponderancia de la Cuenca Austral) podrían
implicar también una elevación progresiva del precio doméstico.
Incluso, la preocupación oficial acerca
de la posibilidad de discriminaciones de precios que valoricen más rápidamente las
reservas de gas natural se refleja en la resolución 299/98, que establece: "Ningún
productor o disponente de gas natural podrá ofrecer en el mercado externo
condiciones de venta sustancialmente diferentes respecto a sus operaciones o
intenciones de venta en el mercado interno en la medida en que tales diferencias
no sean justificables" (capítulo I, artículo 2, inciso b). Sin embargo, la citada
resolución 299/98 parece ser insuficiente para evitar las distorsiones de precios
previsibles a mediano y largo plazo.
D. El comportamiento del
mercado de distribución
1. La expansión de las
redes y del consumo
El mercado de consumo del gas
natural siguió mostrando su dinamismo de expansión luego de la reforma, aunque
su ritmo comenzó a reflejar los síntomas propios de progresiva saturación, al
menos en lo que se refiere a los sectores residencial y comercial. Mientras que la
tasa media anual para el conjunto del mercado interno se situó en alrededor del
4,5 %, el crecimiento del consumo residencial y comercial no alcanzó al 1 %.
Sin embargo, la expansión de las
redes de distribución tuvo un dinamismo superior. Entre 1992 y 1998, la variación
de la extensión de las redes de distribución medida en km fue del 45 % (Enargas,
1998). No obstante, tal como lo consigna el Informe 1998 del Enargas, a este
respecto, la casi totalidad de las inversiones de expansión de las redes ha sido
realizada por los usuarios, a pesar que, de acuerdo con la normativa vigente, las
nuevas instalaciones así construidas pasan a integrar el patrimonio de las
empresas distribuidoras. De este modo, recae sobre los usuarios el peso del
financiamiento de las inversiones, ya que los mismos recuperan el costo de la
inversión a través de la factura del gas que consumen hasta completar el monto
total. Cabe destacar, sin embargo, que el valor reconocido por esas inversiones
suele ser inferior a los montos erogados por los usuarios.
En términos absolutos, el incremento
de las redes en km en la zona norte del Gran Buenos Aires fue el segundo en
orden de importancia, aunque porcentualmente fue mucho mayor en el interior del
país y especialmente en las zonas Pampeana y Centro (gráfico 8).
Desde el punto de vista del consumo
de gas natural por sectores, se observó una fuerte disparidad. Los sectores que
mostraron un mayor dinamismo en el período 1992-1998 fueron el transporte
(GNC, con una tasa anual media de 13 %), las centrales eléctricas (7 %) y la
industria (5 %).
Pero, el GNC, a pesar de ese rápido
crecimiento y su potencial mantenimiento hacia el futuro, constituye aun una
porción muy pequeña del consumo interno total de gas natural (gráfico 9).
En cambio, la expansión del uso del
gas natural en las centrales eléctricas resulta especialmente significativa, tanto
desde el punto de vista cualitativo como cuantitativo. En el aspecto cuantitativo,
porque aportó más del 60 % del incremento del consumo.27 En el plano
cualitativo, porque la disponibilidad de gas a bajo costo tuvo una influencia
decisiva para la introducción de la competencia en el sector eléctrico, atrayendo
inversiones de generadores independientes o de los propios productores de
hidrocarburos, que decidieron extender sus actividades por medio de una
integración vertical hacia delante, en algunos casos con gas que hubiese sido
venteado de otro modo.
2. La evolución de las
tarifas minoristas y la calidad del servicio
Dado su carácter de monopolios
naturales, los servicios de transporte y distribución de gas natural están sujetos a
regulación, en particular en lo referido a la determinación de sus precios. De
acuerdo con dicha regulación, los precios fijados a los usuarios finales (sin
impuestos) resultan de agregar las tarifas de los servicios de transporte y
distribución al precio mayorista del gas en cabecera de gasoducto. Estas últimas,
fijadas en dólares, fueron ajustadas periódicamente en función de la evolución del
índice de precios de los Estados Unidos.
Este criterio, adoptado de manera
casi generalizada en los servicios públicos privatizados sujetos a regulación, puede
contribuir a distorsionar el sistema de los precios internos relativos, en la medida
en que la tasa de inflación interna difiera respecto de la de Estados Unidos, más
aún en un contexto de apertura y tasa de cambio fija en el que los precios de los
bienes transables están limitados por la competencia de las importaciones. Por otra
parte, ese mecanismo de ajuste fue siempre contradictorio con lo dispuesto por la
Ley de Convertibilidad, que prohíbe cualquier tipo de actualización monetaria sobre
los precios y contratos.
El mecanismo utilizado para regular
las tarifas de los servicios mencionados corresponde a una fórmula tipo price cap:
PPI (USA) - X + K, donde PPI es el índice de precios al productor de Estados
Unidos, X representa una deducción porcentual dirigida a transferir a los usuarios
parte de las mejoras de productividad y K es una adición porcentual destinada a
incentivar las inversiones de las licenciatarias y a la recuperación de los costos
asociados a la inversión.
Se practican tres tipos de ajustes
sobre las tarifas a usuarios finales (sin impuestos). Una de ellas por período
quinquenal (período de ajuste tarifario), que consiste en ajustar por productividad
(factor X) las tarifas de los servicios de transporte y distribución.
El segundo tipo de ajuste, que
consiste en corregir las tarifas en función de la evolución del índice de precios al
productor de Estados Unidos y de los valores asignados al factor K (inversiones),
se realiza dos veces por año (enero y julio).
El tercer tipo de ajuste corresponde a
las variaciones del precio de referencia del gas en cabecera de gasoducto y que el
ente regulador reconoce como valor máximo que puede ser incorporado a las
tarifas (pass throug). Estos ajustes se realizan al comienzo de períodos invernal
(mayo) y estival (octubre).
Como paso previo a la transformación
de la industria del gas natural, se realizaron ajustes sobre las tarifas que implicaron
cambios significativos tanto en los valores absolutos como en los niveles relativos
por tipo de usuario. En el gráfico 10 (a) se presenta la evolución de los índices de
las tarifas medias para los grupos más relevantes de usuarios en el mercado de
distribución, tomando como punto de referencia la época de lanzamiento del Plan
de Convertibilidad. Los índices fueron calculados sobre tarifas medias obtenidas en
base a consumos medios tipo por usuario.
Las tarifas Res y SGP incluyen cargo
fijo, FD por reserva de capacidad e ID solo cargo variable.
Los ajustes más significativos en la
estructura del cuadro tarifario y en los valores absolutos de las tarifas se realizaron
durante el período previo a la transformación de la industria del gas. La tarifa
media residencial experimentó, entre marzo de 1991 y enero de 1993, un
incremento superior al 100 %, al mismo tiempo que las restantes tarifas
experimentaron un leve incremento (SGP, FD) o disminuyeron (ID). Estos ajustes
diferenciales en los valores absolutos de los cargos tarifarios correspondientes a
los distintos tipos de usuarios modificaron significativamente la estructura relativa
de las tarifas medias por tipo de usuarios.
Los incrementos posteriores, entre
enero de 1993 y fines de 1997, fueron el resultado de los ajustes derivados de la
aplicación del índice de precios al productor de los Estados Unidos y, en menor
medida, del incremento del precio del gas en la cabecera del gasoducto.28
La primera revisión quinquenal de las
tarifas correspondientes a los servicios de transporte y distribución, que supone el
ajuste por el factor X29, junto con las disminuciones de los precios del gas en
yacimiento, dio lugar a las reducciones de las tarifas medias que se observan a
partir de enero de 1998.
Si se analizan las variaciones de los
niveles reales de las tarifas medias desde el lanzamiento del Plan de
Convertibilidad hasta principios de 1999, empleando el índice de precios al
consumidor para la tarifa residencial y el índice de precios al por mayor para las
restantes, se observa que los efectos tarifarios de la reforma han implicado una
mejora en la situación de los grandes consumidores (principalmente industriales) y
un empeoramiento de la correspondiente a los usuarios residenciales,
especialmente en el caso de los bajos consumos, debido a la incidencia del cargo
fijo. Los usuarios residenciales de menores recursos se han visto además afectados
por la mayor rigurosidad en el tratamiento de la situación de mora en el pago de
las facturas.
El examen de la composición
detallada del ingreso medio de las distribuidoras (promedio ponderado de las
tarifas de venta sin impuestos) permite observar la marcada preponderancia del
valor del gas en yacimiento y la importante incidencia del transporte. En efecto,
sobre la base de la información correspondiente al cálculo de las cuentas
nacionales referidas al año 1997, la composición estimada del precio final
promedio sin impuestos30 arrojó los resultados que se presentan en el cuadro
4.
Según se colige de la información
expuesta en el cuadro, la compra del gas y el costo de transporte representan
cerca del 70 % del ingreso tarifario medio por el gas distribuido. Esto reafirma lo
ya expresado con respecto a la magnitud de las rentas del recurso, apropiadas en
el ámbito de la producción, y al alto excedente que se registra en la etapa de
transporte.
Aunque el excedente de explotación
de la actividad de distribución constituye una alta porción (73 %) del total del
valor agregado generado, el porcentaje de las utilidades sobre las ventas
representa, en promedio para el conjunto de las distribuidoras, poco más de un 9
%, es decir, un porcentaje significativamente menor al 37 % correspondiente al
conjunto de las empresas transportistas (Enargas, 1998).
El único subsidio explícito que se
aplica al consumo del gas natural corresponde a los consumos residenciales del
área patagónica, debido a las rigurosas condiciones ambientales de esa región. La
calefacción constituye un bien esencial de la población durante los meses
invernales, de modo que el consumo por usuario residencial de esta área de
licencia (Gas de Sur) triplica con creces el promedio nacional de ese sector de
consumo. Este subsidio, que se consigna en el cuadro 4, se financia directamente
a partir del Tesoro nacional y es incluido en el presupuesto de cada año.
3. Promoción de la
competencia en el abastecimiento
De acuerdo con las facultades que le
confiere la normativa regulatoria, el Enargas ha intentado promover una mayor
competencia en el mercado de abastecimiento del gas natural a los usuarios
finales. Como parte de esta estrategia, ha dictado recientemente la resolución
1.748/2000, que dispone que los usuarios comprendidos en las categorías
tarifarias SG-P y SG-G y que tengan una demanda superior a 5000 m3/día tienen
la opción de elegir libremente a su abastecedor, restringiendo de este modo el
segmento de usuarios cautivos del abastecimiento de las empresas
distribuidoras.
Esta disminución del límite establecido
para la categoría de grandes usuarios implica un incremento en la cantidad de
actores que pueden acceder directamente al mercado mayorista para concretar su
abastecimiento, logrando así una mayor atomización de la demanda en dicho
mercado.
Sin embargo, según se ha mostrado,
es probable que esta mayor atomización de la demanda continúe enfrentándose
con una oferta crecientemente concentrada, por lo que resulta poco probable que
tenga una incidencia significativa sobre el precio de abastecimiento del gas.
En cambio, esta medida sí puede
incidir en el mercado de los servicios de comercialización, pues ante una masa más
importante de usuarios en el segmento libre del mercado se hace más factible el
desarrollo y fortalecimiento de estas unidades de servicio, especialmente si el
monopolio de las distribuidoras no es sostenible en el mercado específico.31 De
esta manera, la mayor fuente de competencia en el abastecimiento a los usuarios
finales radicaría en el proceso de comercialización, ya que los servicios de
distribución propiamente tales (servicios de red) tienen las características de un
monopolio natural no disputable.
En consecuencia, el impacto de esa
ampliación del segmento libre del mercado de abastecimiento no tendría un
impacto demasiado significativo sobre los precios pagados por los usuarios, a no
ser que los subsidios cruzados entre clientes sean importantes en el segmento de
la comercialización.
Otras medidas dirigidas a la
promoción de una mayor competencia y transparencia del mercado de
abastecimiento se vinculan con el desarrollo del mercado de reventa de capacidad
de transporte. En este caso se trata de evitar que las reservas de transporte
puedan significar barreras a la entrada en el mercado de abastecimiento y que se
realice un uso ineficiente de la infraestructura de transporte.
4. La calidad del servicio
de distribución
Si se adopta como indicador de la
calidad del servicio de distribución el número de reclamos recibidos por el ente
regulador se infiere que ésta se ha deteriorado crecientemente desde 1994, tal
como se muestra en el gráfico 12.
La mayor parte de los reclamos está
referida a problemas de facturación. Este tipo de reclamos fue incrementando su
participación desde un 30 %, en 1994, hasta un 43 % en 1998. En cambio, los
reclamos por escaso suministro son poco significativos y con participación
decreciente a partir de 1996 (en 1998 apenas representaron el 1,8 % del total).
Esto se explica por la expansión de la capacidad de transporte realizada a partir de
1993, que disminuyó considerablemente los problemas de suministro en los
períodos de pico invernal.
Otras causas preponderantes que
motivaron los reclamos han sido el cobro de deudas inexistentes y por conexión de
servicios. De este modo, más del 70 % de los reclamos se vincula con problemas
de atención a clientes que se producen en el ámbito de operación de las
licenciatarias de las áreas de distribución.
De cualquier modo, si se realiza una
comparación con los servicios eléctricos, la magnitud de los reclamos por la calidad
de los servicios en la distribución de gas resulta considerablemente menos
significativa y la tendencia creciente que se observa en el gráfico 12 se explica
asimismo por la creciente conciencia de los consumidores de sus derechos de
reclamo.
E. Principales rasgos del desempeño
posreforma de la industria del gas natural
El desempeño de la industria del gas
en el período posterior a la reforma se ha caracterizado por:
-Una marcada concentración en el
ámbito de la oferta. Seis operadores controlan más del 80 % de la reservas, la
producción y las ventas y uno de éstos cerca del 60 % de estas últimas. Dicha
concentración se acentúa si se considera la dimensión espacial por cuenca.
-Dicha concentración resulta aun más
significativa si se toman en cuenta las articulaciones de los grupos económicos
presentes en los consorcios adjudicatarios de las actividades correspondientes a
los diferentes procesos que componen la cadena productiva de gas natural. Dichas
articulaciones no sólo implican una reintegración vertical indirecta de la propia
industria del gas natural, sino que se extiende hacia las otras industrias
energéticas, en particular el sector eléctrico.
-Este alto grado de monopolio del
mercado mayorista del gas natural se refleja sobre el nivel de los precios en
yacimiento y en la apropiación de rentas diferenciales y absolutas por parte de los
actores de la producción.
-A pesar de ello, el Enargas ha tenido
cierto éxito en poner límites indirectos al incremento del precio mayorista del gas,
luego del aumento que se produjo tras la liberación del mercado, controlando los
precios de referencia para el pass through por parte de las distribuidoras y, en
menor medida, con el establecimiento de un mercado spot.
-Las reformas introducidas en el
sistema energético han dado lugar a importantes oportunidades de negocios para
los nuevos actores privados. Dichas oportunidades se manifestaron especialmente
en el ámbito de la generación eléctrica, estrechamente vinculado a la
disponibilidad del gas natural, y en los mercados de exportación del propio gas
natural.
-La demanda de gas para la
generación térmica eléctrica y para la exportación ha sido la componente más
dinámica en el incremento de la demanda total. La infraestructura de integración
gasífera se ha desarrollado rápidamente en el ámbito del Cono Sur, y las
exportaciones ya autorizadas por la Secretaría de Energía de la Argentina para los
próximos 15-20 años comprometen entre un 23 y un 27 % de las reservas, según
se consideren las reservas comprobadas o las comprobadas más probables. Si se
agregan las autorizaciones en trámite, esos porcentajes se elevan a 30 % y 35 %,
respectivamente. Las cuencas cuyas reservas están más comprometidas por la
demanda de exportación son la noroeste y la neuquina. De acuerdo con la
prospectiva realizada por la Secretaría de Energía, en un horizonte cercano se
prevé la importación de gas desde Bolivia a través del Gasoducto del Norte.
Además de los problemas que esta situación puede plantear en relación con el
abastecimiento futuro, es probable que esa intensa actividad de exportación traiga
aparejada una elevación de los precios internos del combustible.
-Las licenciatarias del transporte han
ampliado considerablemente la capacidad de los gasoductos (43 % entre 1993 y
1998), principalmente por medio de la construcción de plantas compresoras y, en
menor medida, por la instalación de loops a las redes troncales existentes. La
inversión total en esa infraestructura se ubicó en alrededor de 1.000 millones de
pesos argentinos.
-La expansión de las redes de
distribución también fue significativa (45 % sobre la red medida en km entre 1992
y 1998). En este caso, las inversiones relacionadas con la expansión de las redes
han sido realizadas por los usuarios, no obstante que las nuevas instalaciones
construidas pasan a integrar el patrimonio de las empresas distribuidoras, de
acuerdo con la normativa vigente.
-De este modo, el peso del
financiamiento de las inversiones recae sobre los usuarios, aunque éstos recuperan
el costo de la inversión a través de la factura del gas que consumen hasta
completar el monto total.
-De hecho, la competencia en el
mercado de abastecimiento parece reducirse a los servicios de comercialización, a
pesar de los intentos realizados por el ente regulador para promocionar la
competencia. Sin embargo, la concentración de la oferta de gas no hace posible
que la mayor atomización en la demanda se traduzca en precios menores.
-Las tarifas medias del gas distribuido
pagadas por los usuarios finales han mostrado variaciones tanto en su nivel
absoluto (nominal y real), como en sus niveles relativos por tipo de usuario.
Mientras que la tarifa media residencial experimentó un incremento muy
significativo (27 % en términos reales entre marzo de 1991 y enero de 1999), la
correspondiente a los grandes usuarios disminuyó. Este cambio de estructura del
cuadro tarifario y la mayor rigurosidad frente a la mora en el pago de las facturas
han empeorado relativamente la situación de los usuarios residenciales. Esto
último se refleja en parte en la composición porcentual de los reclamos (más del
43 % se relaciona con problemas de facturación).
-Las tarifas de transporte fijadas
durante la privatización se muestran claramente excesivas atendiendo al resultado
económico que obtienen las empresas concesionarias: las utilidades netas
representan alrededor del 40 % respecto de los ingresos operacionales. Ese
porcentaje es muy superior al observable en los restantes servicios públicos
privatizados y resulta difícilmente reconciliable con el "nivel razonable" que
establece el marco regulatorio.
-Si se considera la estimación de la
relación (excedente de explotación/ valor agregado bruto) para los procesos de
producción, transporte y distribución, los valores porcentuales fueron (en 1997),
respectivamente, 60%, 72% y 55%. Se trata, sin duda, de valores altos teniendo
en cuenta que esos excedentes constituyen una parte del valor agregado
neto.
El desempeño de la industria del gas
natural demuestra que, junto con la concentración de la oferta, se han reflejado en
el incremento del precio del gas y de las tarifas finales pagadas por los usuarios
residenciales. Hacia el futuro las preocupaciones se vinculan con el abastecimiento,
atendiendo a la evolución de exportaciones y reservas y teniendo en cuenta que el
gas natural representa alrededor del 40 % dentro del balance energético de
energía primaria.
En síntesis:
-En 1992, transcurridos 46 años de la
actuación de Gas del Estado, la cantidad de usuarios domésticos se acercaba a los
cinco millones y había aproximadamente 500.000 incorporaciones anuales.
-El total usuarios del servicio de gas
por redes era equivalente al 45% de la población, abarcando 18 provincias y cerca
de 300 localidades.
-El gas natural representaba un 40%
de la ecuación energética, igualando a los combustibles líquidos.
-La tarifa en 1992 era sólo el 6% de
la percibida por los privados en 1943.
-Redes expandidas, fuertes
inversiones realizadas por el gobierno, tareas de exploración a cargo de la también
estatal YPF, fuerte crecimiento de las reservas: todas actividades de reducida y
lenta tasa de retorno, que -a juzgar por cómo resultó la privatización- nunca
hubieran sido encaradas por las concesionarias, a las que, sin embargo, les
reportaron holgados beneficios.
-El precio en boca de pozo era de u$s
0,20 por millón de BTU.
-Había 12.000 km de redes troncales
para el transporte.
En el año 2004, tenemos:
-Once empresas gasíferas (se
incluyen dos transportadoras).
-Las tasas de utilidad más altas del
mundo
-Niveles de venteo altísimos
-Un gobierno que respeta la
seguridad jurídica de las empresas y no de los desposeídos.
-Ni un solo metro de nueva red
troncal.
-Un 60% de la población excluida del
gas natural.
-Un régimen tarifario donde se
benefician las grandes industrias y los consumidores domésticos pagan en
promedio 400% más.
-Reservas por 10 años.
-Mayores exportaciones a precios
más bajos que los internos (son 60 millones de metros cúbicos por día).
-Un valor en "boca de pozo" de 1,35
u$s/MMBTU (incremento: 570%).
-Una capacidad de transporte diario
de 100 de millones de m3 por día.
-Imposibilidad de acceso de los
usuarios domésticos (promedio mil dólares costo de conexión y obra).
-Tarifas altísimas a nivel local e
internacional.
-Inseguridad operativa del sistema,
que ha costado muchas vidas.
Diversos informes que la Auditoría
General de la Nación realizó desde el inicio de la concesión demuestran que:
-La red destinada al consumo interno
no se expandió.
-No se hicieron inversiones.
-Se perdieron reservas, dada la
extracción desmedida y la exportación descontrolada.
-No se realizaron tareas de
exploración.
Ya en 1994 las auditorías detectaron
los incumplimientos en relación con las inversiones previstas por contrato. A partir
de entonces observaron que:
Respecto de Metrogas, las
inspecciones realizadas constataron deficiencias en las instalaciones de gas.
Tanto Gas Natural Ban como
Metrogas incumplieron con las obligaciones que se habían comprometido a
desarrollar en su carácter de gestores, por cuenta y orden de Gas del Estado,
cometiendo numerosas irregularidades. Se habría configurado un perjuicio
patrimonial para el Estado nacional, ya que el mismo no habría percibido todo lo
que le correspondería de acuerdo a los contratos.
En las presentaciones de los
presupuestos para cumplimentar las inversiones del año 1996, las licenciatarias
incluyeron rubros y gastos que deberían haber sido cuestionados, y valores poco
razonables.
Existen aparentes sobrevaluaciones
de materiales y servicios, así como la inclusión presupuestaria de gastos generales
no justificados.
Se sucedían cortes improcedentes,
habilitaciones y rehabilitaciones demoradas del servicio, facturación errónea y
escaso suministro. Así por ejemplo, Metrogas, a pesar de haber incurrido en la
interrupción o en el suministro deficiente (baja presión) del servicio por presencia
de agua en las cañerías, no formuló proyectos de obra que contemplaran medidas
para solucionar esas irregularidades. Estas mismas cuestiones fueron detectadas
en los varios informes de auditoría dedicados al análisis de los reclamos de los
usuarios.
Las licenciatarias enviaron al ente la
información para la elaboración de los índices de calidad del servicio comercial
fuera de los plazos estipulados. Tal incumplimiento afecta la calidad y seguridad,
dado que esos indicadores constituyen una importante herramienta para detectar
anomalías en tiempo oportuno, aplicar medidas correctivas y medir los estándares
de calidad del producto brindado. También afecta en forma específica al usuario,
en cuanto a la relación calidadprecio del servicio.
También desde 1994 los informes de
la AGN denuncian la falta de sanciones por parte del Ente Nacional de Regulación
del Gas (Enargas). El organismo tardó tanto en llamar la atención de las empresas
por los incumplimientos del 94 que en la resolución 239 admite la
extemporaneidad de su propia actuación: la licenciataria acredita haber concluido,
en el transcurso del presente año (1995), las correspondientes tareas, por lo que
exigir el citado depósito en garantía carece de sentido práctico.
Diferentes informes señalan, entre
otras cosas, que:
No existen sistemas de verificación
directa (del ente a las licenciatarias) tanto de la documentación, como del
comportamiento de los equipos; y no se dispone de procedimientos de muestreo y
evaluación de la calidad del gas. Tampoco se realizan por parte del ente, sea en
forma directa o a través de terceros, contrastes independientes de los
cromatógrafos utilizados por las licenciatarias como equipos de medición.
El ente no implementó una
metodología específica de control sobre la calidad de servicio.
Se han advertido deficiencias formales
en la tramitación de los expedientes administrativos.
Trece años de reservas y gasoductos
ilegales
¿Qué ocurre en el sector del gas
natural?, se pregunta el ingeniero Jorge Lapeña -ex secretario de Energía de la
Nación- en Situación energética argentina: crisis y perspectivas, y arriesga:
El sistema demuestra que no es capaz
de hacer frente al crecimiento de la demanda, que después de años de recesión se
manifiesta creciente: durante el año 2003 creció más de un 13 % respecto al año
2002, y 2004 parece continuar con la tendencia.
Para generar energía, el sector
eléctrico demanda una cantidad creciente de gas, ya que las centrales térmicas
instaladas en la década del 90 son altamente dependientes del gas natural y tienen
poca flexibilidad para el uso de combustibles alternativos como el gasoil y el fuel
oil, mucho más caros que el gas natural.
Una política simplista en materia de
exportaciones hace que éstas presionen sobre la demanda contribuyendo al
desabastecimiento del mercado interno.
La fuente de energía que más se
utiliza en el país es el gas natural: 46,2 por ciento, frente al 41,2 de petróleo,
según la Asociación Argentina para el Uso Racional de la Energía. Es un elemento
vital tanto para la actividad industrial -casi totalmente abastecida por gas natural-
como el ámbito doméstico.
Además, la Argentina tiene el parque
automotor convertido a gas natural comprimido (GNC) más importante del mundo.
De modo que el uso que se haga de este insumo es estratégico, y -según alertan
desde hace tiempo los especialistas- el colapso del sistema de energía es
inevitable:
1. Si no se modifica el accionar de las
empresas concesionadas.
2. Si no se impone un control estatal
más riguroso, y
3. Si no se aplica una política genuina
que rompa con el neoliberalismo energético.
En los años 70, las reservas de gas
representaban el 10 % de las reservas y potenciales energéticos del país, y gracias
a las tareas de exploración encaradas por la ex YPF, éstas aumentaron
posteriormente al 20 %, de modo que al momento de la privatización se suponía
que -dados los volúmenes de extracción y producción entonces vigentes- las
reservas alcanzarían para casi treinta años. La exportación desmesurada de
hidrocarburos sin inversión en exploración hizo que -en la actualidad- las reservas
de gas alcancen, con suerte, para 13 años.
A diez años de la privatización, el ex
secretario de Combustible Gustavo Calleja concluye que:
La incorporación de usuarios
domésticos al sistema se ha reducido sensiblemente, pues no alcanzan al millón en
todos esos años.
Los faltantes de gas en invierno no
solamente siguen existiendo sino que se han incrementado.
No se ha construido un solo metro de
gasoducto troncal destinado a atender las necesidades del mercado interno;
solamente se ha potenciado la capacidad de transporte de la red troncal -ya
existente en 1989- hasta extremos peligrosos, como lo demuestra el accidente de
Las Lomitas en 1998, que costó la vida a doce trabajadores.
En este contexto de
autoabastecimiento precario -sostiene- "los gasoductos construidos y destinados a
la exportación constituyen una insensatez y resultan violatorios de las leyes de
hidrocarburos y del marco regulatorio del gas. Se ha perdido la racionalidad
energética".
En relación con la tarifa, una inversión
en mejoramiento o expansión del servicio puede -según establece el permisivo
contrato de concesión- fundamentar un aumento tarifario sólo si la obra ha sido
verificada y aprobada por el ente regulador. En el caso del gas casi no hubo
inversiones (y si algo hubo, por ejemplo en el caso de las distribuidoras, fue -
justamente- financiado por los usuarios), no hubo controles y, sin embargo, hubo
aumentos, tal como puede leerse en diferentes informes de la Auditoría.
En la resolución 7/03 de la AGN se
puntualiza que "los expedientes a través de los cuales tramita la conformación y
aprobación de los cuadros tarifarios, no contienen la información necesaria y
suficiente que proporcione los antecedentes que han servido de base para la
determinación de los valores contenidos en los citados cuadros".
Durante muchos años el precio que
recibían las empresas extractoras de gas (precio "en boca de pozo") era fijado
oficialmente, porque el mismo resulta de importancia clave: es uno de los
componentes centrales de las tarifas finales, tanto del gas como de la luz. Con el
desmembramiento de Gas del Estado se desreguló también el precio de "boca de
pozo", que pasó a ser determinado por la libre interacción de una oferta y una
demanda fuertemente concentradas. Resultado: aumentó el precio del gas que
pagan los usuarios, sobre todo en el nivel residencial y el de los pequeños
consumidores no residenciales.
Mientras los más afectados fueron los
hogares de menores recursos (hoy cerca del 50 % de la población no tiene acceso
a la red distribuidora y se abastece de gas a través de garrafas), las tarifas de los
grandes usuarios se abarataron durante la convertibilidad.
Con el objeto de hacer más seductora
la oferta a concesionar, los primeros aumentos se dieron, incluso, antes de la
privatización: entre el inicio del 1 a 1 y el momento de la concesión, la tarifa
promedio se había incrementado un 30 por ciento. "Esto no sólo determinó la
fijación de una tarifa media inicial elevada sino que también les garantizó a los
consorcios adjudicatarios de las distintas 'unidades de negocio' en que fue
subdividida Gas del Estado niveles de facturación muy superiores a los que se
habían registrado bajo la gestión estatal: entre 1991 y 1992, antes de ser
privatizada, Gas del Estado había facturado un promedio anual de 1.627 millones
de dólares, mientras que en 1993 el conjunto de las empresas distribuidoras que
surgieron de la privatización de la misma obtuvieron un volumen global de ventas
equivalente a 1.968 millones de dólares", puntualizan Daniel Azpiazu y Martín
Schorr en el trabajo Desempeño reciente y estructura del mercado gasífero
argentino: asimetrías tarifarias, ganancias extraordinarias y concentración del
capital.
Entre 1991 y 2000 las tarifas
abonadas por los usuarios residenciales se incrementaron un 121,1 %, crecimiento
casi tres veces más elevado que el registrado por la tarifa promedio ponderado.
"En este punto -apuntan Schorr y Azpiazu- es importante recordar la relación que
se establece entre el riesgo empresario que subyace a las distintas actividades
económicas y el nivel de la tasa de ganancia (a mayor riesgo, mayor el margen de
beneficio esperable): en el caso del sector gasífero, como en el resto de los
mercados privatizados, se constató la paradoja de que a diferencia de lo esperado
las extraordinarias tasas de ganancia tendieron a denotar una correspondencia
inversa con el prácticamente nulo riesgo empresario que caracterizó al sector hasta
fines de la convertibilidad."
Y, según entiende Kozulj, estas
empresas tampoco dejaron de ganar luego de la devaluación. Este especialista
argumenta que: "los precios siguen dolarizados para la porción más importante del
negocio hidrocarburífero, el valor del crudo en el mercado internacional está en
sus niveles históricos más elevados y ellos rigen también las transacciones en el
mercado interno. Esto compensa las supuestas 'pérdidas' ocasionadas por la
pesificación del precio del gas en el mercado interno".
Los precios medios del crudo se han
incrementado entre un 33 y un 38 % en promedio para los datos 2002-2004
respecto a los vigentes durante el período 1991-2001, pero en más de 51 % si se
consideran los vigentes en 2004. En el caso de la Argentina esto representa
ingresos adicionales del orden de los 500 a 1.500 millones de dólares anuales a
pesar de las retenciones y de los menores niveles de producción. Las "pérdidas"
por el precio del gas pesificado rondan los 1.000 a 1.280 millones de dólares. Pero
ambos sectores enfrentan hoy costos menores en dólares y un posicionamiento
favorable en términos de poder adquisitivo interno (ello sin mencionar que las
exportaciones de gas natural, hasta el momento, no pagaban retenciones).
La situación actual
La crisis que afecta al sector
energético, demuestra, en la especie -en lo que respecta al sector del gas natural-
, que el sistema no es capaz de hacer frente al crecimiento de la demanda, que
después de años de recesión se manifiesta vigorosamente creciente (el año 2003
creció más de un 13 % respecto de 2002 y 2004 parece continuar en esa
tendencia). A ello se suma -como previamente se ha mencionado- que el sector
eléctrico demanda para generar energía una cantidad creciente de gas, ya que las
centrales térmicas modernas instaladas en la década del noventa (turbinas de gas
de gran porte y ciclos combinados) son altamente dependientes del gas natural y
tienen poca flexibilidad para el uso de combustibles alternativos.
Para colmo, una política simplista en
materia de autorización de exportaciones creciente hace que estas presiones sobre
la demanda contribuyan al desabastecimiento del mercado interno.
Este panorama de demanda creciente
no se ve acompañado por la oferta, y allí es donde surge la característica
"estructural" de la crisis, que encuentra, como consecuencia de la falta de
inversión, la exclusión de aproximadamente el 50 % de la población del servicio de
gas por redes.
En nuestro país, existen actualmente
más de 4,5 millones de usuarios de gas licuado en garrafas. En su mayoría,
pertenecen al sector de menores ingresos y habitan las zonas de menores
posibilidades económicas.
Pese a que el GLP es la principal
fuente energética para dichos sectores más vulnerables, los mismos quedan
excluidos del acuerdo celebrado entre la Secretaría de Energía y las empresas
productoras, lo que condena a los usuarios de menores ingresos a soportar el
costo más elevado de la crisis energética.
Así, entonces, aquellos que sólo
pueden adquirir una canasta básica de alimentos se ven obligados a prescindir de
parte de esos nutrientes para poder disponer de un conjunto de servicios que son
elementales y de pago obligatorio, entre ellos la garrafa para cocinar y
calefaccionar.
Dicha situación se agrava como
consecuencia de la falta de normas regulatorias que permitan amortiguar la
constante suba de los precios de este insumo crítico. En efecto, durante el año
2001 el envase de 10 kilos costaba entre 8 y 9,50 pesos, según las zonas del país.
En cambio, ahora las familias que no tienen otra alternativa que abastecerse con
GLP deben desembolsar entre 24 y 28 pesos por la misma garrafa.
Desde la devaluación los precios
alcanzaron un incremento de aproximadamente un 140,9 %, siendo el sexto
producto que más subió desde diciembre de 2001. Mientras que el nivel general de
la inflación minorista subió 44,5 % entre diciembre de 2001 y abril de este año, la
garrafa de gas acumuló un incremento del 150 %.
Según un relevamiento del Instituto
Argentino de la Energía (IAE), la totalidad de los habitantes de Formosa, Misiones
y Chaco usan gas de garrafa. Además, el 40 % de los hogares de la provincia de
Buenos Aires también consumen gas envasado. A su vez -según el Censo 2001- la
Capital Federal concentra el 10 % del consumo residencial total de GLP por las
garrafas utilizadas en inquilinatos y villas de emergencia.
Como puede notarse, el GLP
(específicamente el gas propano) constituye un producto relevante, libre y
desregulado que viene a "sustituir" la falta de provisión del servicio público de gas
natural (acceso a la conexión de la red de distribución).
En suma, como consecuencia de esa
desregulación, los usuarios "fuera del consumo" o condenados a comprar garrafas
deben adquirirlas a precio internacional, lo que representa un costo mensual tres
veces superior al del gas natural por redes (el precio aumento un 150 % desde el
fin de la convertibilidad y debe ser soportado por 4,5 millones de hogares).
Frente a la asfixiante "cautividad" en
que los usuarios se encuentran, el gobierno nacional acordó con empresarios del
sector de producción y comercialización de gas licuado de petróleo que se vende
en garrafa, extender de 300 a 600 la cantidad de comercios que venderán la
garrafa de 10 kilogramos a 18 pesos, por debajo del precio de mercado, entre 25 y
32 pesos, con la intención de "contener eventuales aumentos", bajo el
convencimiento de que el establecimiento de un precio tope para la garrafa social
arrastrará hacia abajo los precios.
Más allá de lo loable que resulta la
intención de dicha medida, y a la vista de que la misma resulta a todas luces
inocua o ineficiente, oportunamente hemos presentado un proyecto de resolución
con el objeto de "instar al Poder Ejecutivo nacional para que arbitre los medios que
resulten necesarios a efectos de conseguir la universalización de la garrafa social,
para que la misma pueda ser adquirida por los usuarios más vulnerables al precio
de 18 pesos, en todos los puntos de venta del país". Asimismo, y como
consecuencia de la "concentración" que experimenta el mercado y su integración
vertical, en términos de competencia, dejamos dicho que "resulta urgente y
necesario que el Poder Ejecutivo nacional a la vez de investigar y detectar la
existencia de prácticas anticompetitivas en el sector que constituyan abuso de
posición dominante de alguno de los agentes económicos que operan en la cadena
produccióncomercialización, cumpla con el artículo 13 de la Ley de Emergencia
Económica que le otorga facultades para regular transitoriamente los precios de
insumos, bienes y servicios críticos, a fin de proteger los derechos de los usuarios
y consumidores de la eventual distorsión de los mercados o de acciones de
naturaleza monopólica".
De este modo, es indudable que es el
Estado el que debe promover acciones concretas, para garantizar en el corto plazo
el suministro de dicho recurso, pero asimismo resulta necesario que encuentre una
solución de fondo a lo que no es otra cosa que una crisis estructural del sistema
energético y, en la especie, arbitre los medios que resulten necesario para, en el
menor tiempo posible, garantizar a la mayor cantidad de la población la
universalización del servicio público de gas por redes de distribución.
Los derechos de exportación
aplicados al gas natural
Las retenciones a las exportaciones
de gas natural estaban a salvo del fisco.
En su génesis, el artículo 6º de la Ley
de Emergencia Económica estableció en términos generales un derecho a las
exportaciones de hidrocarburos, sin especificar qué posiciones arancelarias serían
afectadas por el gravamen. Tal precisión correspondió luego al decreto 310 de
2002, que se refirió al petróleo crudo y los combustibles líquidos y omitió nada
menos que al gas natural -el rubro que mayor crecimiento tuvo en las
exportaciones del lustro anterior- cuyos precios son los más elevados. Los
escuetos considerandos del decreto apenas mencionaron el nivel de la retención,
que se aplicará "a ciertas operaciones", y el articulado fijó un derecho de
exportación del 20 por ciento para el petróleo crudo y del 5 por ciento para los
combustibles líquidos (identificadas en el texto legal como posiciones arancelarias
2.709 y 2.710, respectivamente). Del gas, ni una palabra.
Con fecha 11 de mayo de 2004, por
resolución 337/2004 las retenciones a las exportaciones aplicables a las
exportaciones de aceite crudo de petróleo y de mineral bituminoso se
incrementaron del 20 al 25 por ciento, lo cual, según estimaciones, implicará un
ingreso adicional por año de 113 millones de dólares.
Asimismo, el incremento del 5 a 20
por ciento aplicable a las retenciones al gas licuado de petróleo significaría un
monto de recaudación aproximado de 14 millones de dólares al año, y al propano y
el butano, 58 millones de dólares. En ese contexto era inexplicable que volviera a
omitirse el gas natural, que es el producto de crecimiento más dinámico.
En 1997 se exportó gas natural por
un monto de 25 millones de dólares, lo que representaba menos del 2 por ciento
de la producción total. En 2003, las exportaciones de gas ascendieron a 340
millones de dólares, correspondientes al 13 por ciento de la producción. En los
últimos años las ventas de gas natural al exterior se multiplicaron por 10 en
volumen y por 13 en valor. Situación que se agrava, por otra parte, toda vez que
ni la Ley de Emergencia Económica oportunamente sancionada, ni los transitorios
controles de cambio practicados, privaron a las firmas operadoras en este sector
del privilegio de no liquidar en el mercado interno hasta el 70 % de sus ingresos
por exportaciones.
El momento para esta decisión es
óptimo, ya que el precio internacional del petróleo, bien por encima de los 40
dólares el barril, es el más alto de la historia, por lo cual las empresas registran las
ganancias más elevadas. El barril costaba menos de 20 dólares al momento de
sancionarse la ley de emergencia en enero de 2002, es decir menos de la mitad
que ahora. El precio del gas evoluciona a la par de la cotización del petróleo.
Además, según la información entregada por Repsol a sus accionistas, luego de la
devaluación sus costos de producción en la Argentina se redujeron a un tercio, ya
que sus componentes importados son mínimos.
Al fundamentar el incremento en las
retenciones a las exportaciones de petróleo el gobierno sostuvo que buscaba
captar una parte de las ganancias extraordinarias producidas por el aumento de
precios, para volcarlas al proceso de nueva inversión energética, es decir
recapturar una porción aunque fuera mínima de la renta producida.
Otro efecto que cumplen las
retenciones, al reducir en una cuarta parte el monto percibido por cada barril
exportado, es disuadir el incremento del precio interno, que se nivela con el
internacional. Asimismo, introducen algún elemento de racionalidad en la
explotación de un recurso natural estratégico y no renovable que representa la
mitad de la matriz energética argentina y que las compañías están manejando en
forma predatoria (por falta de inversiones en exploración, el horizonte de reservas
gasíferas cayó de 30 a 13 años desde la privatización; el año pasado no se perforó
ni un solo pozo).
Recientemente, por el decreto
645/2004 el Poder Ejecutivo nacional fija un derecho de exportación al gas natural
licuado, al gas natural en estado gaseoso y a otros gases, con el objeto -dice- de
dar un tratamiento tributario simétrico al conjunto de los productos del sector de
hidrocarburos. Según estimaciones, dichas retenciones generarían un incremento
en la recaudación de 60 millones adicionales.
Según manifestaciones del gobierno
nacional, con la aplicación del tributo intentará paliar una situación de "crisis"
energética en dirección opuesta a la que reclama el oligopolio energético -de
mayores precios como condición para la inversión-, pero dista de constituir una
solución de fondo al gravísimo cuadro resultante de la privatización de Gas del
Estado e YPF, realizada hace una década sin asumir los mínimos recaudos de una
debida fiscalización y control. Pero en relación directa con lo que constituye la fibra
más sensible de la medida adoptada: "el destino de los fondos recaudados", puede
apreciarse que la actual administración experimenta una peligrosa actitud
zigzagueante. En un primer momento, dichos recursos irían a subsidiar la
comercialización de la "garrafa social" a 18 pesos en todo el territorio de la Nación.
Luego, la realización de obras de infraestructura después, la construcción de
gasoductos...
Justamente, sobre ese destino
relevante de los recursos recaudados cala profundo la presente iniciativa. En vistas
de la crisis sustancialmente "estructural" que atraviesa el sector energético,
proponemos, señor presidente, que mínimamente esa porción de la recaudación
sea afectada exclusivamente a la ampliación y extensión del servicio público del
gas natural por redes, lo que ciertamente constituiría la solución de fondo a uno
sus extremos.
A este respecto, se crea el Fondo
Fiduciario de Universalización del Servicio Público de Gas por Redes que tendrá
como objeto no solamente financiar las obras de infraestructura de accesibilidad, la
extensión de la red troncal, el tendido de ramales de aproximación y redes de
distribución para gas natural, sino también subsidiar el costo de conexión a redes -
existentes o que se establezcan en el futuro- e instalaciones domiciliarias cuando
resulten necesarias para aquellos usuarios potenciales que resulten más
vulnerables en relación con su nivel de ingresos.
Concretamente proponemos que el
financiamiento de las obras necesarias para su efectiva operatividad, se concreten
en dos etapas bien diferenciadas, lo que garantizará una ordenada distribución de
los recursos obtenidos.
En una primera etapa, -de transición
en vistas la emergencia que nos rige- se comenzaría con la construcción de las
que resulten más urgentes, y en una segunda etapa, una vez concluida la
renegociación de los contratos concedidos en los términos del artículo 9 y
concordantes de la ley 25.561, lo que debería suceder a más tardar en el mes de
diciembre mediante el otorgamiento de subsidios.
Durante el proceso de renegociación,
el Poder Ejecutivo nacional deberá evaluar eficazmente el desempeño que le cupo
a cada una de las empresas en cuestión, esto es, sus obligaciones contractuales, la
calidad y eficiencia del servicio prestado, eventuales incumplimientos y aplicación
de sanciones. Una vez regularizada dicha situación -suscriptos los acuerdos finales
alcanzados-, y previa consideración de los planes de inversión, de las metas de
inversión comprometidas por los concesionarios y del interés de los usuarios en
relación con la accesibilidad del servicio, los subsidios -con cargo de rendir debida
cuenta por el beneficiario-, solamente serán autorizados cuando las habilitaciones
otorgadas obliguen a los transportistas y distribuidores a extender o ampliar las
instalaciones en los términos del artículo 32 de la ley 24.076 y el costo razonable
de la rentabilidad no pueda ser trasladado al usuario, o cuando de acuerdo con el
plan de inversiones el inicio de las obras resulte conveniente a las necesidades del
servicio público.
Es decir, una vez acordadas las
nuevas metas de inversión e incluso, en aquellos casos en que el Ente Regulador
pueda autorizar a las transportistas o distribuidoras la realización de obras para
extender o ampliar las instalaciones de acceso y toda vez que, conforme surge del
artículo 32 del Marco Regulatorio del Gas en dicho caso, las empresas deberán
poder recuperar mediante tarifas el monto de sus inversiones, creemos que es el
Estado nacional quien en estos casos deberá financiar el excedente con los
recursos que conforman los fondos del fideicomiso.
Es así que, frente a la necesidad real
de recupero de la inversión por parte de las empresas, es el Estado nacional quien
podría subvencionarla a efectos de que el monto del excedente no sea trasladado
a la tarifa que pagan los usuarios.
La iniciativa propuesta sería inocua en
muchos casos, si no se contemplara la necesidad de subsidiar los costos de
conexión de los usuarios potenciales del servicio público de gas natural por redes
que resulten más vulnerables en relación con su nivel de ingresos (mecanismos
aptos para mejorar la capacidad de pago de la población de menores
recursos).
Dos son los criterios escogidos por la
doctrina comparada ante el contexto actual de crisis social que permiten
amortiguar impactos de mayores costos sobre los estratos más empobrecidos a
efectos de identificar a los beneficiarios e instrumentar la aplicación de subsidios
específicos:
a) El nivel de consumo del
hogar;
b) Las características socioeconómicas
de la familia.
En el caso que nos ocupa, y en vistas
de que aún no existe consumo, el segundo criterio es el que permite identificar
mejor a las familias vulnerables.
El diseño del plan estratégico que se
promueve identifica el modo en que repartirán los ingresos entre aquellas
jurisdicciones que adhieran a la presente ley, de acuerdo al porcentaje de
población con necesidades básicas insatisfechas (NBI) sobre el total nacional, para
ser aplicados para los fines para los cuales fueron creados.
Del Beneficio a las
Escuelas Públicas
Particularmente este proyecto, a
través de un orden de prioridad del otorgamiento de beneficios, tiene como
finalidad garantizar las condiciones de habitabilidad, seguridad y medio ambiente
que optimicen y proporcionen un normal funcionamiento para las tareas
pedagógicas y de aprendizaje de las Escuelas Públicas de todo el país.
Los problemas de calefacción en las
escuelas trascienden las ahora conocidas carencias estructurales en el plano
bonaerense. En todo el país muchas escuelas no cuentan con la provisión de Gas
natural en absoluto o poseen instalaciones vetustas que no cumplen con los
requerimientos de seguridad vigentes. Ya en el ciclo lectivo 2006 muchos
establecimientos educativos de todo el país perdieron días de clases debido a los
problemas de seguridad que presentaban sus instalaciones de gas.
Constantemente deben cerrarse aulas o suspenderse las clases debido a que las
deficitarias instalaciones educativas no pueden hacer frente a las hostil condiciones
climáticas de muchas regiones.
Esta situación afecta de manera
considerable la educación de los maestrandos volviendo ilusorias las promesas de
la nueva ley de educación y los derechos constitucionales. No solo no se otorga
condiciones mínimas de educación afectando el derecho de enseñar y aprender
(art 14 CN), sino también su salud. Dado el carácter obligatorio de la educación,
en estas condiciones las Escuelas están lejos de ser un "ambiente sano y
equilibrado" como el garantizado por nuestra Carta Magna (Art. 41 CN).
Se hace por ello imperioso garantizar
condiciones mínimas de habitabilidad para proveer una educación eficiente y
debidas condiciones ambientales. Este proyecto propone la creación de un Fondo
Fiduciario que debidamente utilizado proveera solución progresivas a esta
problemática. Sabemos que se trata de una inversión costosa, pero si hay algo en
lo que todos estamos de acuerdo es que la educación es la base primordial para la
construcción de cualquier nación.
En suma, los servicios públicos son
considerados actualmente como un insumo o un bien público que cumple la
función de permitir y facilitar el crecimiento económico y social de un país, es
decir, que los mismos son indicadores que se utilizan para medir el desarrollo de la
sociedad pero, a la vez, se han constituido en importantes igualadores
sociales.
Como se ha visto a lo largo de los
fundamentos del presente, los hogares argentinos han reaccionado ante la crisis
afectando el uso de dichos servicios. De esta manera, muchas familias redujeron el
consumo de los servicios domiciliarios, sustituyendo el servicio original por uno
más asequible, se atrasaron en el pago de las tarifas, y muchas de ellas llegaron,
incluso, a perder el servicio ante el incumplimiento de los pagos, mediante la
aplicación de políticas de desconexión de las empresas. En consecuencia, el
verdadero problema que esta enfrentando el país con los servicios públicos es el
fenómeno de la pérdida de cobertura.
Al mismo tiempo la coyuntura política,
social y económica ha puesto en evidencia en la Argentina, la ausencia de un
marco integral protectorio de política social para los sectores más vulnerables que
ni si quiera tienen la posibilidad de acceder al servicio de gas por redes debido al
desaceleramiento de la expansión en infraestructura por falta de inversión (véase
Anexo I que muestra cuales son las dimensiones del territorio -por provincia-
cubiertas por el tendido de redes actual).
Lamentablemente, la discusión actual
se centra más en el precio de los servicios conectados, antes que en el verdadero
problema que atañe a la población más pobre: el grado o nivel de acceso a dicho
servicio básico. He aquí el punto de inflexión.
Por los argumentos expuestos y
frente a la urgente necesidad inexcusable de revertir esa situación, es que
solicitamos a este Honorable Congreso de la Nación de pronta sanción al presente
proyecto de ley.
| Firmante | Distrito | Bloque |
|---|---|---|
| NIEVA, ALEJANDRO MARIO | JUJUY | UCR |
Giro a comisiones en Diputados
| Comisión |
|---|
| ENERGIA Y COMBUSTIBLES (Primera Competencia) |
| OBRAS PUBLICAS |
| PRESUPUESTO Y HACIENDA |
Trámite
| Cámara | Movimiento | Fecha | Resultado |
|---|---|---|---|
| Diputados | REPRODUCIDO POR EXPEDIENTE 1319-D-09 |