domingo, 20 de abril de 2014

Aumentos en el gas natural en Argentina - Nota I: El anuncio, la normativa y los motivos

Lic. Mauricio E. Roitman
Montamat & Asociados

La siguiente nota ofrece un menú de preguntas y respuestas respecto de la quita de subsidios, aumento de tarifas de distribución para hogares, comercios y GNC y de los precios del gas en boca de pozo, sobre la base de lo anunciado por las autoridades nacionales el jueves 27 de marzo pasado y lo normado en los primeros días del mes de abril.

¿En qué consistió el anuncio de quita de subsidio al gas?

Sobre la base de lo anunciado por las autoridades nacionales el jueves 27 de marzo, aún no habiendo norma oficial que de precisiones de la medida, se indicó que el sector residencial sufriría reducciones de subsidios que van desde el 17% para las categorías tarifarias más bajas a un 80% para aquellas de mayor consumo. En tanto que el sector comercial soportaría reducciones de subsidios más moderadas de entre 3% y 12%.
El gobierno exceptuó de la reducción de subsidios a la zona definida como “sur” a los hogares que muestren una reducción en su consumo de al menos el 20% (exceptuados plenos) y de entre el 5% al 20% (exceptuados del 50% del subsidio) con respecto al mismo bimestre del año anterior, a las familias de bajos ingresos y a la industria manufacturera.
El ahorro fiscal que se obtuviera de esa reducción de subsidios iría a financiar programas sociales como la Asignación Universal por Hijo (AUH) y el Plan Progresar.
Se expone en el siguiente cuadro la evolución simulada de las tarifas en función de lo anunciado.

Hogar
Hoy
Abr-14
Jun-14
Ago-14
Tipo
%
$/bim
$/bim
Var % vs Hoy
$/bim
Var % vs Hoy
$/bim
Var % vs Hoy
R1
27%
20
28
40%
34
70%
40
100%
R21
9%
30
44
47%
55
83%
66
120%
R22
9%
35
55
57%
70
100%
85
143%
R23
11%
44
74
68%
97
120%
120
173%
R31
13%
77
137
78%
182
136%
227
195%
R32
10%
119
219
84%
294
147%
369
210%
R33
8%
183
391
114%
547
199%
703
284%
R34
13%
325
665
105%
920
183%
1175
262%
Fuente: elaboración propia sobre la base de anuncios oficiales del 27/03/14

Se observa que los montos totales de las facturas de gas se incrementarían, en principio, entre un 100% (R1) y un 284% (R3 3).

¿Qué se dispuso mediante normas después de los anuncios?

Los cambios anunciados se tomaron forma mediante la Resolución SE 226/2014 denominada “Esquema de racionalización de uso del Gas Natural” del 31/3/2014 para el caso de los precios de cuenca (en boca de pozo). Para el caso del servicio de transporte de gas, las Resoluciones ENARGAS 2852 (TGS) y 2853 (TGN) fueron las que normaron los aumentos de ese servicio. Asimismo, las distribuidoras vieron incrementado su cuadro tarifario en diferente medida mediante las siguientes Resoluciones del ENARGAS: 2843 (Ban), 2844 (Camuzzi Gas Pampeana), 2845 (Gasnor), 2846 (Gasnea), 2847 (Cuyana), 2848 (Centro), 2849 (Camuzzi Gas del Sur), 2850 (Litoral) y 2851 (Metrogas).

Fuente: elaboración propia.

Tanto en los precios en boca de pozo como en las tarifas de distribución el gobierno siguió el criterio anunciado: a los hogares que muestren una reducción en su consumo de al menos el 20% (exceptuados plenos) y de entre el 5% al 20% (exceptuados del 50% de la quita) con respecto al mismo bimestre del año anterior, a las familias de bajos ingresos y a la industria manufacturera. Una excepción surge del análisis: mientras la “región geográfica sur” fue exceptuada de pagar mayores precios en boca de pozo, no se la eximió de los incrementos en el transporte y la distribución según consta en los anexos de la Resolución ENARGAS I/2849. Lo curioso es que ello fue anunciado y en los propios considerando de dicha normativa se consigna: “Que en atención a las implicancias climáticas que se suscitan en la zona geográfica sur de nuestro País, y en forma análoga con lo dispuesto por la Resolución SE Nº 226/14 respecto de los Precios de Cuenca, corresponde el mantenimiento de las tarifas finales que abonan los usuarios de servicio completo del área de Licencia de Camuzzi Gas del Sur.”

Las siguientes dos figuras ilustran los aumentos (sin ahorro hasta agosto de 2014) en boca de pozo y en distribución respectivamente.

Fuente: Luciano Caratori (IAE – Gral. Mosconi)

Fuente: Luciano Caratori (IAE – Gral. Mosconi)

¿Por qué se tomó la medida?

Los principales motores de la medida han sido:

1. Las tarifas residenciales no cubren los costos económicos (incluido el costo del capital) de producción, transporte y distribución de gas y en algunos casos ni siquiera los costos contables, habiéndose reducido más aun medidas en dólares post-devaluación.

2. El incremento del monto de los subsidios en pesos fruto de la devaluación (+88% i.a. en subsidios a la energía al 28/02/14). Las empresas vieron aumentar sus costos, mientras que sus ingresos, principalmente de los distribuidores -por tener clientes residenciales- no lo hacen. En el caso de los productores de gas, se incrementa la cantidad de pesos necesarios para compensar la diferencia entre el precio promedio ponderado del mercado (alrededor de los US$2,3 MMBTU) y los US$7,5 MMBTU del programa de estímulo a la inyección excedente de gas. En otras palabras, los US$5,2 MMBTU de subsidio pasaron a ser más pesos luego de la devaluación. Lo mismo ocurrió con el caso de los contratos pagados por CAMMESA a US$5 MMBTU.

3. Ayudará a YPF a mostrar mejores resultados en 2014 (monetarios y de incremento de reservas de gas) por su cada vez mayor participación como productor de gas (compra de Apache) y como distribuidor después de su irregular compra de Metrogas (adquirida mediante una Resolución del ENARGAS que “autorizó” evitar el cumplimiento del segundo párrafo del artículo 34 de la ley 24.076, marco regulatorio del gas natural).






Anexo. La tarifa del gas natural

¿Cómo se compone la tarifa de gas?

La tarifa de la factura de gas posee cuatro componentes básicos principales:
Fuente: Metrogas S.A.

Según el artículo 37 de la Ley 24.076 (Gas natural - Marco regulatorio) la tarifa está compuesta por la suma de:

a) Precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte. Es el denominado “gas en boca de pozo” y es el que remunera al productor del hidrocarburo.

b) Tarifa de transporte. Es el valor que cobran las empresas transportistas (Transportadora de Gas del Norte –TGN- y Transportadora de Gas del Sur –TGS-) para llevar el gas desde la boca de pozo en alguna de las cada cuencas productoras hasta las zonas de consumo final donde la distribuidora se encarga de suministrar ese energético a los hogares.

c) Tarifa de distribución. Es la que remunera la actividad del distribuidor, sus inversiones y operaciones (Metrogas, Gas Natural Ban, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Centro, Cuyana, Gasnor y Gasnea).

A ello se adiciona, como se observa en la figura el componente impositivo y los cargos específicos (Ej.: subsidio patagónico, Fondos Fiduciarios, etc.).

¿Qué y cuáles son las categorías en la se ordena a los usuarios residenciales del servicio de gas natural?

El artículo 10 del Decreto 181/04 dispuso la segmentación de las tarifas para las Condiciones Especiales del Servicio Residencial incluidas en el Reglamento del Servicio de la Licencia de Distribución (RSD), aprobado por el Decreto Nº 2255 de fecha 2 de diciembre de 1992, clasificando a los usuarios del Servicio Residencial en TRES (3) categorías: R1, R2 y R3. Esa norma dispuso que los umbrales y criterios de pertenencia al grupo de usuarios a los que se aplique la tarifa máxima R1, deberán ser paulatinamente ajustados, a fin de restringir su alcance a usuarios residenciales del servicio cuyo menor poder de compra y necesidad de suministro justifiquen su permanencia en el mismo (inc. d, del art. 10 del Decreto citado).

La segmentación de usuarios residenciales comentada fue complementada con lo dispuesto en la Resolución 409/2008 con el justificativo de que se observaron perfiles de consumo marcadamente disímiles dentro de las categorías R2 y R3 lo cual llevó a las siguientes clasificación en función del consumo de cada hogar: R1, R2 1º, R2 2º, R2 3º, R3 1º, R3 2º, R3 3º y R3 4º. Los parámetros de tiene valores más altos a igual categoría en la zona patagónica por debajo del Río Colorado. 

Asimismo, la categoría a la que pertenece un usuario se definen en cada nueva factura, tomando el consumo acumulado de los últimos 12 meses. Al tomar el total de consumos del período anual (móvil), es posible que un cliente pueda cambiar de categoría si varía el consumo entre un período y otro (Resolución 409/2008, artículo 2º) la metodología para la determinación de la categoría de cada usuario, debiendo aplicarse el criterio basado en el consumo del último año móvil del mismo, computado a partir del consumo bimestral del período corriente y añadiendo los 5 (CINCO) bimestres inmediatos anteriores.

Cargos que modificaron las tarifas residenciales

Las siguientes resoluciones establecieron cambios en el cuadro tarifario y/o nuevos cargos que están incluidos en la factura del servicio:

·         Resolución ENARGAS Nº I-2407 (27/11/2012):
Autorizó a Metrogas, Gas BAN, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Gasnor y Gasnea, a aplicar un monto fijo por factura, diferenciado por categoría de usuario (Anexo l), a partir de la fecha de la Resolución (art. 1). Las distribuidoras debían depositar los fondos en cada “Fideicomiso Financiero y de Administración Privado Fondo de Obras de Consolidación y Expansión de la Distribución de Gas por redes” suscripto (art. 3), sometiendo a aprobación del Comité de Ejecución del Fideicomiso un “Plan de Inversiones de Consolidación y expansión” (art. 4).La norma aclaraba que los montos percibidos serían tomados a cuenta de los ajustes previstos en el marco de la readecuación tarifaria (art. 5).

·         Resolución ENARGAS Nº I/1982 (08/11/11).
Aumentó el valor de los cargos Dec. 2067, pero mantuvo, a los efectos del cobro a ciertos usuarios, los valores de la Resolución 563/2008. A los usuarios a los que se les mantuvo el monto anterior se les señala en sus facturas la diferencia con el nuevo cargo como “Subsidio al Consumo”. En cambio, ciertos usuarios a los que se refiere el artículo 3 de la Resolución 1982 pagan el cargo de manera completa, en función de su ubicación geográfica en caso de los residenciales, y de su actividad económica para algunos comerciales e industriales.

·    Resolución ENARGAS N° I/1179 (30/04/10). Exceptuó del Cargo Dec. 2067/08 a los clientes de las categorías R3 1° y R3 2° entre el 1° de mayo y el 30 de septiembre de 2010 y, mediante subsidio del Estado Nacional, bonificó a los clientes de las categorías R3 3° y R3 4° el 100% del Cargo Dec. 2067/08 durante los meses de junio y julio de 2010 y el 70 % durante los meses de agosto y septiembre.

·         Resolución ENARGAS I/566 a I/577 (16/12/08).
Aprobó un nuevo aumento tarifario que comenzó a regir a partir del 01/11/08 para los clientes de las categorías: R3 1°, R3 2°, R3 3° y R3 4° (principalmente, hogares y consorcios).

·         Resolución ENARGAS N° I/563 (15/12/08).
Determinó el valor de los cargos del Fondo Fiduciario y los agentes de percepción (Distribuidoras y en los casos de contratación directa de transporte, a las Transportadoras de Gas). Establece que el cargo es volumétrico y se paga por el volumen real consumido.

·         Decreto PEN 2067/2008 (27/11/08).
Creó un Fondo Fiduciario que comenzó a regir a partir del 01/11/08 para atender las importaciones necesarias de gas natural y “garantizar el abastecimiento interno”. Los cargos creados no constituyen ni se computan como base imponible de ningún tributo de origen nacional, con excepción del Impuesto al Valor Agregado (IVA). Mediante la Providencia MPFIPyS Nº 3038/08 excluyó del pago de los Cargos a los siguientes usuarios: Subcategorías Residenciales R1, R2 1º, R2 2º y R2 3º; Subdistribuidores; Servicio General P1 y P2; los usuarios del Servicio General P3 definidos en el segundo párrafo del Artículo 6º de la Resolución SE Nº 752/05 y en el Artículo 1º de la Resolución SE Nº 2020/05; GNC; y las Centrales de Generación Eléctrica.

·         Resolución ENARGAS I/466 (10/10/08).
Aprobó un nuevo cuadro tarifario que comenzó a regir a partir del 01/09/08.

·         Ley 25.565 (21/03/02) y Decreto 786/2002 (10/05/02).
Creó el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumo Residenciales de Gas Natural y Gas Licuado, constituido con un recargo de hasta 0,004 pesos por metro cúbico de gas natural, cualquiera sea su uso o utilización final, con el objetivo de financiar la aplicación de tarifas diferenciales a los consumos residenciales en las provincias de Tierra del Fuego, Antártida e Islas Del Atlántico Sur, Santa Cruz, Chubut, Neuquén, Río Negro, La Pampa, del Departamento Carmen de Patagones, Provincia de Buenos Aires y del Departamento Malargüe de la Provincia de Mendoza.



miércoles, 26 de marzo de 2014

Repsol y después…¿Cuánto le costará a las provincias ser propietarias de YPF? II Parte (las que nunca fueron buenas)


Lic. Mauricio E. Roitman

A pesar que de que el secretario legal y técnico de la Presidencia, Carlos Zannini, ratificó el pasado 13 de marzo en la reunión plenaria de las Comisiones de Energía y Combustibles y Presupuesto y Hacienda del Senado, al ser consultado por el senador radical Ernesto Sanz, que las provincias accionistas deberán pagar por su participación en YPF, como habíamos sugeríamos aquí http://energonomista.blogspot.com.ar/2014/03/repsol-y-despuescuanto-le-costara-las.html, la polémica sigue.

En los últimos días varios gobernadores salieron a decir que no pagarán por su participación en YPF. El Gobernador de Neuquén, Sapag,  señaló: “…que a Nación no se le pase un segundo por la cabeza que las provincias vamos a poner dinero o bonos por esas acciones”. Su par mendocino, Paco Pérez afirmó en la misma línea: "Lo que digo yo es esto: eso (el pago de las provincias a la Nación) no se discutió en el ámbito de la Ofephi (Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos) ni en el ámbito de las provincias que tenemos directores en YPF.”  También negó que Mendoza vaya a pagar por sus acciones al Estado nacional adjudicando más áreas a YPF: "No, yo estoy licitando 8 áreas petroleras al mejor postor, no van a ir directo a YPF".

Buzzi, el gobernador de Chubut, declaró a la prensa: "Dinero contante y sonante -corriente o efectivo- por la expropiación de YPF no vamos a poner".

Al respecto, es por ello importante revisar, a modo de “modelo” de lo que vendrá en esta materia para el resto de las provincias petroleras, la Ley Nº3294 y su Decreto reglamentario Nº2295 publicado en el Boletín Oficial de la provincia de Santa Cruz el 15 de Noviembre de 2012 (B.O. AÑO LVII Nº 4653) donde se consignan en el Anexo I de la Ley los detalles del Acta Acuerdo firmado oportunamente por la provincia de Santa Cruz entre el gobernador Peralta y el Ministro Arq. Julio De Vido respecto de las condiciones de la cesión de acciones establecida en el artículo 3 del Acuerdo Federal.

En particular, resultan muy interesantes los términos de los artículos 2º y 3º, donde se estableció:

SEGUNDO: El precio que deberá pagar la PROVINCIA DE SANTA CRUZ al ESTADO NA­CIONAL por la cesión de la PARTICIPACION DE SANTA CRUZ será el que resulte del precio unitario por acción efectivamente pagado por el ESTADO NACIONAL en concepto de indemnización por el proceso expropiatorio derivado de la Ley 26.741.

TERCERO: LA PROVINCIA DE SANTA CRUZ pagará al ESTADO NACIONAL, a cuenta del precio referido en la cláusula anterior, 60 (sesenta) cuotas mensuales de U$S 1.000.000 (dólares estadouni­denses un millón) cada una, venciendo la primera de ellas a los 10 (diez) días hábiles de la entrada en vigencia del ACUERDO DE PRORROGA y las restantes el día 5 (cinco) de cada mes. Los pagos de dichas cuota podrán ser efectuados por la PROVIN­CIA DE SANTA CRUZ al ESTADO NACIONAL en efectivo o mediante la cesión de los créditos por valor equivalente que le adeude YPF S.A. en virtud del Acuerdo de Prórroga.-




Fuente: se agradece la colaboración del Lic. Rafael Flores, economista miembro de la Asociación Argentina de Presupuesto y Administración Financiera Pública. 


viernes, 14 de marzo de 2014

Un truquito del “mago”: el incremento de las reservas de petróleo y gas en 2013 no resultan del esfuerzo exploratorio de YPF


Mauricio E. Roitman
Montamat & Asociados

En el documento “YPF S.A. – Resultados Consolidados – Año 2013 y 4T 2013” que presentó la empresa hace pocos días se incluye una sección 4.5 que remite “Información complementaria sobre reservas de petróleo y gas”.   

En relación a esa información, YPF elabora un comunicado de prensa que resalta como primer punto que “YPF Alcanza la mayor tasa de reemplazo de las reservas de los últimos 14 años, con un 158%”. Es decir, que si del stock de reservas probadas que la empresa puso en producción en 2013 hubiera sido de 100 unidades teóricas de petróleo/gas, se hubiera logrado en ese mismo año reponer 158 unidades teóricas de petróleo/gas.

En otras palabras, terminó el año aumentando su base de reservas probadas (el comunicado dice en alrededor de un 11% en el promedio de petróleo y gas)  lo que es una buena noticia, porque otra sería la historia si nos dijeran que están aumentando la producción de YPF pero las reservas siguieran en caída como pasó en el 2012. De todas las noticias sobre YPF, lo del incremento de las reservas resulta lo más relevante y satisfactorio (En la petrolera deben pensar lo mismo porque esa noticia encabezó su propio comunicado de prensa). No debe olvidarse que uno de los principales fundamentos del valor de una empresa petrolera son sus reservas probadas.

Ahora bien, en el documento “YPF S.A. – Resultados Consolidados – Año 2013 y 4T 2013”, en la sección 4.5, están los resultados presentados a la CNV sobre reservas. En las páginas 18 y 19 hay sendos cuadros donde se informa sobre el origen del incremento de reservas al que se aludió.

Como se observa en el siguiente cuadro N°1, para el caso de las reservas de petróleo parten de una base de reservas de 589 millones de barriles, se le van en el ejercicio 107 (rubros: producción y compras y ventas), por extensiones de áreas y nuevos descubrimientos incorporan 40 (lo que no alcanza a reemplazar las 107), y 105 millones de barriles (casi lo mismo que se produjo en el año) se incorporan por “revisiones de estimaciones anteriores” sin al menos hacer una nota aclaratoria de tan importante cambio dado que esa adición representa el 72,4% de las reservas incorporadas en petróleo.

Lo mismo sucede en el caso de las reservas de gas, donde las “revisiones de estimaciones anteriores” alcanzaron a 563 miles de millones de pies cúbicos, casi un 70% del total incorporado de reservas de gas en 2013. 

Cuadro Nº1. Información sobre reservas de petróleo y gas de YPF
*Millones de barriles **Miles de millones de pies cúbicos. Fuente: YPF S.A. – Resultados Consolidados – Año 2013 y 4T 2013 y YPF S.A. – Resultados Consolidados – Año 2012 y 4T 2012”

No es que las petroleras no revisen sus estimaciones de reservas. Lo que llama la atención aquí es la magnitud de la revisión ya que en años anteriores fueron bastante menores.

Por suerte, el Ing. Galuccio, quien está al mando de la compañía, aclaró el día 13 de marzo pasado en una reunión plenaria de la Comisión de Minería, Energía y Combustibles junto con la Comisión de Presupuesto y Hacienda de la Cámara de Senadores de la Nación, que el incremento de reservas tuvo tres causas:

1º) El mejoramiento de la curva de producción de pozos existentes con lo cual se logró un declino menos pronunciado.
2º) El mejor precio del gas, que para el caso de YPF llegó a US$7,5 MMBTU por efecto de los incentivos gubernamentales a la producción excedente de gas [Nota: se intuye que sucedió lo mismo con el crudo por haber subido de precio, principalmente el tipo “Medanito” en 2013].
3º) Las extensiones de concesiones en Chubut y Santa Cruz.

Volviendo al Cuadro Nº1 y en función de la información vertida por el CEO de YPF, puede señalarse que, dado que existe un rubro específico (“Extensiones, descubrimientos y recuperación mejorada”) que englobaría a las razones 1º y 3º expuestas antes, se podría afirmar que los grandes incrementos de reservas expuestos bajo el rubro “Revisiones de estimaciones anteriores” fueron solo fruto de sendos incrementos del precio del petróleo y del gas (en este caso no para todos los productores).

En otras palabras, el 72,4% de las reservas incorporadas en petróleo y casi un 70% del total incorporado de reservas de gas en 2013 corresponderían, deduciendo de la información suministrada por el Ing. Galuccio, a aumentos en el precio del petróleo y el gas en 2013 y no producto de un mayor esfuerzo exploratorio de YPF.  


Si hubiera algún detalle aclaratorio de la empresa sobre esta información tan sensible sería muy importante para rectificar o ratificar lo aquí expresado, dada la limitada información al respecto. 



Nota: el artículo completo -con detalles- salió publicado en última edición de "Carta Energética" de Montamat & Asociados. 



miércoles, 5 de marzo de 2014

Repsol y después…¿Cuánto le costará a las provincias ser propietarias de YPF?

Por Mauricio E. Roitman
Montamat & Asociados

Hace pocos días atrás, el intendente de la ciudad de Neuquén, Horacio Quiroga, afirmó que como consecuencia directa del Acuerdo por Repsol el gobierno nacional puede endeudar a Neuquén en 1.000 millones de dólares, equivalente al 10% de las acciones que le corresponden a esa provincia en la empresa (http://prensa.neuquen.wpengine.com/quiroga-estn-endeudando-a-la-provincia-en-1-000-millones-de-dlares/). El fundamento se basa en que, en principio, al ser la provincia de Neuquén propietaria del 10,4% de la acciones de la ahora petrolera con mayoría estatal -resultante de poseer el 41,8% del 49% correspondientes a las provincias del total expropiado de la compañía-, sería deudora solidaria con quien realizó el pago por la expropiación (La Nación). Ello ocurriría una vez firmado el acuerdo de sindicación de acciones y a raíz de esto quedaría expuesta al correspondiente reclamo de quien canceló la obligación en primer término.       

Por el contrario, el Ministro de Energía de Neuquén, Guillermo Coco adujo que “no hay ningún tipo de obligación contractual entre la Nación y Neuquén con respecto a ese 10%” porque “…las acciones no están sindicalizadas [sic], ni siquiera las tiene sindicalizadas [sic] el gobierno nacional” (http://www.lmneuquen.com.ar/noticias/2014/2/28/coco-cruzo-duro-a-quiroga-el-intendente-tiene-una-confusion_216553).

La discusión anterior parece suponer que el sujeto expropiante incluye a las provincias, las cuales son, en principio, solo beneficiarias de una cesión de derechos por parte del Estado Nacional (Ver debajo el punto Tercero del “Acuerdo federal para la implementación de la Ley 26.741”). En función de ello, debe aclararse que el expropiante es solo el Estado Nacional. En consecuencia, parecería no corresponder ninguna discusión sobre la solidaridad de las provincias en cuanto al pago de deudas originadas en un acto de las autoridades nacionales.

Sin embargo, las condiciones en que las provincias se harán cargo de esa cesión de derechos no es una discusión cerrada. Parece ser clave para dilucidar el devenir de la cesión lo consignado en el punto Tercero del “Acuerdo federal para la implementación de la Ley 26.741” firmado el 12 de agosto de 2012 entre el ministro Julio De Vido en representación del Estado Nacional y la mayoría de los gobernadores y otros representantes de las provincias integrantes de la OFEPHI (Organización Federal de Provincias Productoras de Hidrocarburos).

De ser la cesión onerosa, como deja entrever –aunque sin explicitarlo- el punto tercero del Acuerdo, podemos conjeturar que el cedente (PEN) podría razonablemente requerir en dinero o en especie (derechos, preferencias, etc.) del cesionario un monto de hasta el valor de mercado del porcentaje de acciones de la firma YPF correspondiente a cada provincia petrolera. En esa misma cláusula del Acuerdo se dan algunas otras pistas sobre las variables que estarán en juego en la discusión de cuan onerosa será la cesión para las provincias:

“El Estado Nacional y cada una de las provincias suscribirán sendos acuerdos específicos para reglar las condiciones definitivas de la cesión de las acciones correspondientes propendiendo a la concreción del objetivo prioritario de la ley 26.741…
En tales acuerdos se reglarán las condiciones específicas, tales como la reversión de áreas, la renovación de concesiones, el otorgamiento de nuevas áreas, el establecimiento para la compañía de la primera opción en bloques de exploración revertidos a otras operadoras y en nuevos bloques, así como las condiciones para la exploración y la explotación de nuevos bloques con reservas no convencionales.”

El potencial problema de hacer efectiva la cesión tiene dos caras. Una de ellas muestra que podrían surgir presiones sobre las provincias para que de alguna forma restrinjan el ejercicio de derechos que tienen sobre la base del dominio originario sobre los hidrocarburos otorgados por la Constitución Nacional de 1994 en beneficio de YPF S.A. La otra cara del mismo problema, es que de otorgársele preferencias a YPF S.A. se destruiría todo incentivo de otras empresas privadas para competir en igualdad de condiciones con la petrolera estatal. Ello también le infligiría un daño para muchos imperceptible a YPF dado que esa empresa podrá obtener activos no por su eficiencia y competitividad sino simplemente por privilegios pre-establecidos por ley.

Cuando el mandato de la eficiencia deja de ser la guía de la acción de una empresa pública, otros actores (internos y externos a la empresa) se sentirán libres de presionar al aumento de costos para extraer rentas extraordinarias de una forma muy perjudicial para la empresa, como ocurrió en el pasado. Debe alertarse que ese sería el comienzo del fin de la nueva YPF S.A.

Paradójicamente, poner a YPF en un pie de igualdad con las otras empresas privadas será la política más beneficiosa para la salud de la ahora nueva petrolera de mayoría estatal.     


Es claro que la discusión mencionada que vendrá en breve tendrá mucho interés para los actores de la industria de los hidrocarburos en Argentina.


sábado, 8 de febrero de 2014

La pesificación del precio interno del petróleo: una política de promoción de importaciones energéticas

Lic. Mauricio E. Roitman

Según trascendidos periodísticos el Ministro de Economía propuso suavizar el impacto del traslado a precios de los combustibles de la devaluación mediante un mecanismo por el cual las refinadoras pagarían el precio interno del petróleo en pesos pero a un dólar “pre-devaluación” o “dólar petrolero” de $6,88. Esta medida tiene efectos perniciosos bastante más amplios que los que las autoridades parecen haber considerado.   

Para ver hoy los futuros efectos de la política propuesta nada mejor que analizar el resultado de similar medida aplicada anteriormente mediante la separación del precio interno del crudo del internacional.

¿Cuál fue el resultado de esa política?

Terminamos importando gas y petróleo a precios regionales o internacionales dolarizados, discriminando a la producción nacional de hidrocarburos con menores precios y habiéndole hecho vivir un “invierno” de inversiones. Un ejemplo simple da cuenta del porqué de la denominación de “política de promoción de importaciones”: el gas producido en Salta se paga aproximadamente 3 dólares el millón de BTU mientras que a pocos kilómetros, cruzando la frontera, se produce gas boliviano que nuestro propio país paga 10,1 dólares el millón de BTU. Algo similar está ocurriendo con el petróleo hoy en día ya que mientras en el mercado interno se paga un promedio de 85 dólares el barril por el crudo Medanito, el precio de paridad indica que lo estamos importando a 105 dólares el barril.   

Como consecuencia, las provincias petroleras y gasíferas argentinas fueron y siguen siendo el pato de la boda de esta política ya que vienen perdiendo inversiones y resignando regalías desde hace tiempo. Al solo ejemplo ilustrativo, las provincias perdieron en 2013, aún con menores distorsiones que en años anteriores, la friolera de 950 millones de dólares solo considerando regalías petroleras resignadas.  

¿Quedó a salvo “el tanque de nafta de los argentinos” con esa medida? 

No, a los precios internacionales los echaron por la puerta y se volvieron a meter por la ventana. Los bajos precios internos de los hidrocarburos deprimieron los incentivos a la inversión, cayeron la producción y las reservas, lo cual obligó al incremento de las importaciones de gas natural licuado y hasta de petróleo liviano. A nivel de las refinerías, el mayor uso de petróleo importado las ha obligado a que luego de la devaluación, todas las empresas incluida YPF, necesiten de una recomposición de los precios en dólares de los combustibles en las bocas de expendio para que no se deterioren sus balances.

¿Y qué pasaría si el petróleo interno se pagara al costo de su mejor alternativa, la paridad de importación de crudo importado –como sugerimos los malos-? 

Algunos de los resultados serían: una mayor eficiencia energética por ahorro en consumo, mayor inversión en máquinas y artefactos eficientes que consuman menos energía, mayor incentivo a la generación de energía de fuentes renovables y limpias, menores emisiones de gases de efecto invernadero, menor huella de carbono de nuestra producción nacional (que evitará sanciones comerciales), se incrementaría la inversión en exploración y explotación de hidrocarburos (convencionales y no convencionales, on-shore y off-shore), crecerían los ingresos fiscales por regalías de las diez provincias productoras de hidrocarburos, sus impuestos provinciales, la mano de obra de la industria energética nacional, la innovación en el área por sus altos retornos, mejorarían las cuentas del sector externo por menores importaciones energéticas (y mayores exportaciones en un futuro), disminuirían las restricciones de divisas que complican nuestra macroeconomía  y mejoraría la balanza de pagos.

¿A qué costo? 

Claramente a un costo mayor de la electricidad en los hogares del CABA y GBA (son más bajas que en el interior), en gas en los de todo el país y en las estaciones de servicio (naftas y gasoil), pero bastante menor al que muchos paladines de la energía barata suponen por efecto de las decisiones individuales de incremento de la eficiencia energética. Asimismo, esos incrementos del costo de la energía deberían ser suavizados para los sectores de menores ingresos por consideraciones de carácter distributivo mediante mecanismos ya bastante estudiados de tarifa social.

Los cortes de electricidad del pasado verano y las colas en estaciones de servicio cuando no se incrementaban los precios de los combustibles (que el año pasado lograron superar a la inflación) hacen ver de forma práctica que los costos asociados a los problemas de abastecimiento energético son más caros que la energía más cara.

Reza el aforismo que en economía uno puede hacer lo que quiere. Lo que uno no puede es evitar las consecuencias. Las políticas populistas ofrecen energía barata hoy al costo de problemas de abastecimiento mañana, menores inversiones y empleo y menores ingresos fiscales para las provincias. No se debería implementar la idea de la pesificación del precio interno del crudo porque solo lograremos promocionar más las importaciones energéticas e incrementar nuestros problemas de abastecimiento. 


Como suele decirse en la industria, la energía más cara es la que no se tiene.   



martes, 14 de enero de 2014

El Ministerio de la Verdad y la crisis eléctrica

Lic. Mauricio E. Roitman

George Orwell, describe en su obra “1984” un imaginario Estado Totalitario en el cual existe un Ministerio de la Verdad que con sus acciones da sustento histórico a los tres lemas del partido dominante: la guerra es la paz, la libertad es la esclavitud y la ignorancia es la fuerza. La tarea fundamental del Ministerio era modificar la historia para hacerla compatible lógicamente con el presente.

En una tarea similar, aunque con algunas imperfecciones aún, parece estar embarcado parte del gabinete nacional, especialmente los Ministerios de Economía y de Planificación Federal, desde que estalló la crisis eléctrica.

Para muestra, sobra un botón. El 23 de Noviembre de 2012, en la presentación de un plan de obras de infraestructura en electricidad y gas que la semana siguiente sería parte de la Resolución ENRE 347/2012, publicada en el Boletín Oficial del 27 de Noviembre de 2012, el Ministro De Vido, acompañado por Axel Kicillof, decía textual: “Es el Estado Nacional y los intendentes, no las empresas las que digan lo que hay que hacer; las empresas tienen que hacer lo que digamos, decidiendo de la mano de los intendentes”. Para los desconfiados, la fuente de esta cita es la página web de la Sala de Prensa de la Secretaría de Comunicación Pública de la Presidencia de la Nación (http://www.prensa.argentina.ar/2012/11/23/36276-anuncian-obras-de-infraestructura-de-electricidad-y-gas-por-dos-millones-de-pesos-anuales.php).

Mientras que por Resolución 3/2014 del MINPLAN, publicada en el Boletín Oficial del 7 de Enero del corriente año, se dispone en el Artículo 1º que “…las inversiones a realizar con los fondos provenientes del “FONDO PARA OBRAS DE CONSOLIDACION Y EXPANSION DE DISTRIBUCION ELECTRICA (FOCEDE)”, creado por Resolución Nº 347 de fecha 23 de Noviembre de 2012 del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), organismo autárquico actuante en el ámbito de la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, serán decididas por la SUBSECRETARIA DE COORDINACION Y CONTROL DE GESTION de este Ministerio.”

Al parecer, la acción de los intendentes no debe haber sido del todo efectiva decidiendo las inversiones eléctricas porque quedan excluidos en la nueva resolución. El que siempre estuvo, según ambas Resoluciones, decidiendo esas inversiones fue y sigue siendo el Estado Nacional.

Siempre se puede mejorar y forzar la congruencia del pasado con el presente o reescribirlo mejor. ¡Ánimo! Debe ser solo un pequeño descuido del Ministerio de la Verdad. 


martes, 7 de enero de 2014

Apagón del 7 de noviembre de 2012. Situación del sector eléctrico

Publicado en Carta Energética
Año IV. Volumen Nº 15 | Diciembre 2012
Montamat & Asociados

Por Osvaldo Molinari

El Miércoles 7 de noviembre del 2012, se produce un apagón de envergadura, con 2000 MW de cortes en el área metropolitana durante 3 horas, lo que representa a 500 mil usuarios aproximadamente (2 millones de personas) y el 25% de la demanda del área metropolitana desabastecida. El 75% de esos cortes afectaron a usuarios de Edesur y el 25% restante a los de Edenor. Este episodio es la mayor crisis eléctrica que sucede en el país después de la crisis de Edesur de Febrero 1999, debido al incendio de la subestación Azopardo y que afectó a 600 mil usuarios durante 11 días, hace ya trece años.

El informe técnico de Cammesa dice expresamente: “a las 18:03 desenganchó línea de 220 kV Costanera - Hudson 2 y 18:04 desenganchó línea N°1, simultáneamente desenganchó la TG02 de Barragán y Puerto Nuevo TV07. A las 18:09 se pierden las cuatro líneas de 132 kV que vinculan Costanera con Dock Sud, produciendo el desenganche de las siguientes máquinas Costaneras TV03/04, CC BsAS y 1/2 CC de Costanera (TG09). Entre ambos eventos se producen aprox. 1400MW de cortes en Edesur, perdiéndose una genera-ción total de aprox. 1000 MW. Con la normalización de la red se comienza a reponer los cortes”. “Luego, a las 18:31 desenganchó línea de 220 kV Malaver - Moron N° 1. Se producen 300 MW de cortes. 18.56 E/S la línea y comienzan a normalizar la demanda. A las 19.10 desengancha línea de 220 kV Malaver - Morón N° 1, con idénticas señalizaciones. 19:26hs E/S. Comienzan a normalizar la demanda. A las 20.01 desengancha nuevamente. La línea queda f/s para revisión. Continúan los 300 MW de cortes”.

Hasta el momento de la redacción de este artículo, no se dijo públicamente cuales fueron las causas de la salida de servicio de las líneas de 220 kV de Costanera a Hudson y que arrastraron a otras 12 subestaciones de alta tensión de Edesur. Sólo el Ministro De Vido ensayó una denuncia penal y pública sobre un presunto sabotaje en dichas líneas de dudosa credibilidad. Esta hipótesis fue rechazada de plano hasta por el titular del sindicato de Luz y Fuerza, el gremialista Oscar Lezcano. En caso de ser derribadas una sola de esas to-rres de manera malintencionada, se tardaría entre 72 y 96 horas como mínimo en ser repuestas, cosa que no sucedió. Lo del apagón del miércoles 7 pudo haber sido cualquier cosa (falta de mantenimiento de las líneas, aisladores o descargadores en mal estado, ramas de árboles muy próximas a las líneas, etc.). Ter-minó siendo, una vez más, la combinación de la mala suerte y la desidia de un sistema funcionando al límite.

Lo que sucede realmente es que la infraestructura eléctrica se halla al borde del colapso, y esto se hace notar particularmente cuando el termómetro supera los 30ºC. Como se viene advirtiendo desde hace algu-nos años desde esta publicación, el motivo de este deterioro de la red eléctrica se halla en que las empre-sas del sector energético se encuentran en una crisis terminal, particularmente las de servicios públicos regulados como transporte y distribución.

En el caso específico del sector distribución, la situación financiera de las empresas está muy deteriorada en función del retraso en la recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD). En las áreas de conce-sión federal, las Renegociaciones Tarifarias Integrales (RTI) se encuentran suspendidas desde el año 2002 (más allá de un pequeño reconocimiento parcial del año 2008) con lo cual ya llevan 12 años de congela-miento tarifario. El caso más apremiante es el de la empresa Edesur, cuyas pérdidas entre enero y septiem-bre de este año alcanzaron los $453,9 millones y tiene previsto para el 2012 un rojo de $700 millones. Ede-sur ha dejado de pagar una parte de la energía que le compra a Cammesa a nivel mayorista.

Recientemente, la empresa Edenor ha adoptado el mismo camino y con ello ya son 30 las empresas distri-buidoras del país que dejaron de pagarle a Cammesa por la energía mayorista. En el caso de Edenor está pagando solo el 50% del valor de la misma. Esta empresa es la principal distribuidora eléctrica del país, y según los datos del balance que presentó hace poco mostraron una pérdida de casi $600 millones para los primeros 9 meses del año. Este resultado supera en un 38% el total de las pérdidas del 2011. En el caso de Edelap, el último balance expuso un rojo de $190,2 millones entre enero y septiembre del 2012, el doble del registrado en el 2011 y podrían terminar este año con $ 300 millones de déficits.

Por el lado de las transportistas la situación no es mucho mejor. Para Transener, las pérdidas en los prime-ros nueve meses ascendieron a $ 60,4 millones, un 157% más que 2011. Y en el caso de empresas de generación como Central Costanera –la generadora de ENEL-Endesa– el déficit de sólo $ 15 millones entre ene-ro-setiembre del año pasado se disparó a $ 336,5 millones para el mismo periodo del 2012.

Estas cinco compañías ya concentran entre enero y setiembre de este año un nivel de pérdidas que roza los $ 1.700 millones. En el 2011 habían cerrado con un rojo global de casi $ 1.000 millones y los números para todo el 2012 proyectan, para este conjunto de empresas, un resultado negativo cercano a $ 2.500 millones.

Es fundamental entender los costos del sistema eléctrico para poder hacer un buen diagnóstico del sector. En el año 2011, los costos operacionales del todo el sistema eléctrico alcanzaron los 420 $/MWh, sin consi-derar impuestos, intereses y nuevas inversiones en expansión y rentabilidad. De ello, 299 $/MWh corres-ponde a generación, 80 $/MWh corresponde a transmisión y distribución y 41 $/MWh al CapEx obligatorio y recurrente. Todos estos costos representaron unos $50.800 millones que permitieron tener operativo al sistema eléctrico completo.

Por el lado de la demanda, 217 $/MWh (en promedio) se cubren con tarifas reguladas y con los precios pactados por los grandes clientes que contratan directamente su energía. El resto, 213 $/MWh son cubier-tos por subsidios del Estado Nacional, entre los que se encuentra la importación de combustibles como fueloil, gasoil y GNL, contratos con Cammesa (Foninvemem, Resolución SE 220/08, Energía Delivery), e im-portación de energía eléctrica desde países vecinos como Brasil.

Entonces, con lo recaudado vía tarifas más los subsidios aportados por el Estado Nacional, apenas se logra-ron cubrir los costos operativos, pero no alcanzaron a cubrir ni intereses, ni impuestos, ni amortizaciones, ni rentabilidad, ni la expansión del sistema.

La realidad del resto de las empresas del sector eléctrico es muy similar, por lo que requieren de una urgen-te modificación de sus ingresos para recuperar el equilibrio con sus costos operativos de corto plazo. Hasta ahora se venían cubriendo con algunos “parches” como los mecanismos de monitoreo de costos (compen-sados con ingresos del PUREE) para el caso de las empresas distribuidoras, o con el “acuerdo” con los gene-radores 2008 – 2011 para el sector generación, pero estos mecanismos fueron llamativamente derogados a principios del 2012 en forma unilateral por parte del gobierno nacional. En el caso de Edesur, se solicitó un préstamo al Banco Nación (vía Cammesa) de $200 millones a cuenta de los mecanismos de monitoreo de costos del 2012 para poder mantenerse operativo y pagar aumentos de salarios solicitados.
Resolución ENRE Nº347/2012: Aplicación de montos fijos para distintas categorías de usuarios en el caso de Edenor y Edesur para obras de infraestructura eléctrica en el área metropolitana.

Como respuesta al apagón del 7 de noviembre, el Gobierna Nacional instrumenta a través de la Resolución ENRE 347/2012 un Cargo especial para inversiones en el sistema de Distribución, mediante el cual pretende recaudar alrededor de $1.000 millones para obras en el área metropolitana (de concesión federal). A la luz del agudo proceso de falta de inversión en los últimos diez años, la suma esperada parece ser escasa.

En las Actas Acuerdo de Renegociación de los Contratos de Concesión de Edenor y Edesur del año 2005, se había establecido que hasta tanto entraran en vigencia los nuevos cuadros tarifarios resultantes de la Revi-sión Tarifaria Integral (RTI), la tarifa de las distribuidoras serían periódicamente ajustadas por el ENRE cuando se registraran incrementos en los costos de prestación del servicio, de acuerdo al Mecanismo de Monitoreo de Costos (MMC) previsto a tal efecto.

Los incumplimientos del ENRE en este sentido, generaron numerosos reclamos por parte de ambas Distri-buidoras, quienes solicitaron el cobro de los incrementos resultantes de la aplicación del MMC a fin de permitirles la realización de inversiones en obras de infraestructura y de mantenimiento correctivo. Es por ello que, luego de la debida intervención de la Secretaría de Energía, el ENRE dictó la Resolución Nº347/2012 mediante la cual creó un cargo fijo que será abonado por las distintas categorías de usuarios según su nivel de consumo. Para el caso los usuarios residenciales, esta suma va desde los 4 hasta 150 $/bimestre por consumo creciente.

Los montos que perciban las Distribuidoras serán tomados a cuenta de los créditos y débitos que resulten del análisis que efectúe el ENRE al momento de la RTI, y deberán ser utilizados, en forma exclusiva, para la ejecución de obras de infraestructura y el mantenimiento correctivo de las instalaciones de las Concesiona-rias. A tales efectos, la norma establece la creación de una cuenta especial por cada Distribuidora, en las cuales, se depositarán los importes percibidos por las mismas, y que será administrada por un Fideicomiso que será creado oportunamente.

Es importante puntualizar que la norma expresamente establece que “tanto los referidos importes así co-mo las obras que se acuerden con motivo de la presente, no excluyen a los compromisos asumidos en las actas acuerdo a ese respecto, ni tampoco el procedimiento que se determina por este acto, exime a las Distribuidoras del pleno cumplimiento de sus obligaciones dentro del Marco Normativo vigente”.

En los últimos diez años, la calidad del servicio eléctrico sufrió un deterioro muy fuerte. Según datos del ENRE, los reclamos registrados por falta de suministro en el área metropolitana crecieron de 2847 casos en el año 2002 a 87209 reclamos en el 2010, o sea que crecieron más de 30 veces en ocho años. Este año esa se cifra se duplicaría, lo que torna ya insostenible la situación. Por ende, a nuestro juicio, esta última medi-da tomada es un parche más como otros tantos en los últimos diez años, y la suma que se piensa recaudar resulta insuficiente dado el atraso en las inversiones en las redes de alta, media y baja tensión.

Volviendo al tema del apagón, nadie puede garantizar que lo ocurrido el miércoles 7 de Noviembre no vuelva a suceder en cuanto la temperatura supere los 30ºC. La infraestructura eléctrica se encuentra al límite y cualquier falla puede arrastrar al colapso de gran parte de la red eléctrica afectando a millones de personas. Los trastornos ocasionados por cortes de esta envergadura son enormes desde caos en el tránsi-to por la salida de servicio de semáforos hasta la falta de agua potable por la interrupción de las bombas que elevan el agua a los tanques de los edificios. Cuanto más largos o periódicos sean estos cortes, más se va hacer notar el malhumor de la población por la mala prestación de los servicios eléctricos.