lunes, 22 de septiembre de 2014

Ping pong de preguntas y respuestas sobre YPF, precio de los combustibles y no convencionales

La política oficial parece ser apostar a YPF como caballito de batalla que revierta el déficit del resto de las empresas. En julio, tuvo éxito. Pero, ¿es sustentable esa política?

La idea de que YPF puede resolver por sí sola el déficit energético argentino no solo no es correcta sino que es perjudicial para la propia empresa. La tendencia es al crecimiento en el market share de YPF, tanto en el downstream como en el upstream. Si esa tendencia se profundizara e YPF marchara a cuasi-monopolizar el mercado de hidrocarburos en Argentina habrá dos perdedores: la empresa y el país. El caso de PEMEX (México), ahora en plena reforma y apertura al capital privado, muestra que la gran empresa estatal monopólica se vuelve ineficiente e improductiva y termina perjudicando al país.

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 subsidios.

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.    

Respecto de la sustentabilidad de los buenos resultados actuales de producción de YPF, aquella dependerán fundamentalmente del financiamiento. Y claro está que la macroeconomía actual no ayuda. YPF tiene principalmente cuatro fuentes de financiamiento para sus inversiones: 1º) Cash-flow de su downstream (naftas y gasoil), 2º) Financiamiento local, 3º) Financiamiento externo y 4º) Inversiones directas de socios (contratos estilo Chevron/Dow/Petronas).

1º) Como se observa en el cuadro Nº1, las caídas de ventas en gasoil vinculadas a la baja actividad económica (que se espera persista o se agudice en lo que resta del año) comenzaron a mostrar sus efectos desde abril y se profundizó con el correr de los primeros meses del año en el agregado de todas las marcas (-3,7% en 1ºSem.’14/1ºSem.’13), mientras que YPF pudo sostener un leve incremento de +2,9% en junio-‘14/jun-’13 aunque mantiene una caída semestral de -1,4%. 

En el caso de las naftas, el impacto se comenzó a sentir en marzo, principalmente en lo que respecta a la nafta Premium o ultra. El incremento de volumen entregado por YPF de nafta súper (+6,5%, junio-‘14/jun-’13) podría ser explicado por dos fenómenos: 1º) Una sustitución de Premium a Súper de los propios clientes de YPF y, 2º) Una sustitución realizada por clientes que no eran de YPF anteriormente pero que migran a cargar en sus surtidores por las diferencias de precios relativas con otras empresas. Sin embargo, la elasticidad precio de la demanda (la sensibilidad de la demanda a los incrementos de precios) podría estar impactando no solo en las empresas competidoras de YPF sino en las ventas de la propia petrolera estatal. Mientras que las cantidades vendidas por YPF de súper se incrementaron en la comparación interanual de junio (+6,5%) ésta resultó menor al porcentaje que arrojó el incremento semestral (+9,2%), lo cual muestra un camino descendente en los incrementos de ventas. Por su parte la Premium/Ultra de YPF sufrió un duro impacto de ventas en la comparación interanual de junio cayendo +8%.

Las incógnitas son si el desplazamiento de Premium a Súper mejoró o no la rentabilidad de YPF en ese segmento y si la súper seguirá con incrementos cada vez menores. En resumen, se percibe que los ingresos por generación de cash-flow del downstream del mercado y en particular de YPF están encendiendo señales de alerta mostrando su límite en lo que hace al posible sendero de incrementos de precios futuros sin que se vean compensados en sentido contrario por caídas en los volúmenes de ventas.

Cuadro Nº1. Cantidades vendidas de combustibles en Argentina y variaciones porcentuales



Precios al público:
Precios promedio mensuales de todas las empresas en Capital y resto del país. Se toma el precio promedio de Diciembre 2013 como base de comienzo del año 2014.




2º) Respecto del financiamiento local, la incertidumbre provocada por las actuales condiciones macroeconómicas hacen muy difícil la emisión de deuda por parte de empresas energéticas y en particular YPF. Los incrementos en el riesgo país, la prima de riesgo cambiario y la expectativa de devaluación de la moneda argentina resultan en tasas en pesos esperadas en el mercado demasiado altas para ser convalidadas por YPF. La última colocación de YPF en el mercado local reflejó ese menor apetito de los inversores, dadas las tasas imperantes en el mercado local por efecto de las nuevas políticas del BCRA. Salvo por un financiamiento vía entidades del sector público como ANSES, Banco Nación y mayores erogaciones recibidas mediante el Plan Gas (subsidio al gas excedente para alcanzar los US$7,5 que fue incrementado en $12.000 millones en la última ampliación presupuestaria reciente) no se observan sino dificultades en este flanco.       

3º) La incertidumbre macroeconómica hace que se vuelva muy difícil para YPF incursionar nuevamente en los mercados de capitales internacionales a las tasas que estaba consiguiendo en el exterior en dólares, al menos en el corto plazo. A la incertidumbre sobre el riesgo país y el default técnico se suma el riesgo propio del negocio, el cual está hoy muy discutido por las dudas sobre la cuantía de la rentabilidad de las inversiones en no convencionales en el corto plazo ya que pequeños cambios en la tasa de endeudamiento impactan fuertemente en la Tasa Interna de Retorno de los proyectos, de por sí no demasiado elevadas por los altos costos operativos, la productividad promedio de los pozos y las restricciones económicas imperantes a nivel local.

4º) Será muy difícil para YPF y para las provincias poseedoras del dominio original de los hidrocarburos conseguir inversiones directas de socios en este contexto, más allá de cambios en las leyes sectoriales que incluye el polémico “carry” de las empresas provinciales el cual podrá disminuir solo marginalmente los costos. Pari-passu el incremento del costo del endeudamiento, el costo del capital propio se ha incrementado y hará muy difícil justificar traer dólares o equipos nuevos al país, más allá de inversiones simbólicas para “estar en el negocio” y compras de “opciones” a futuro entrando a distintas áreas con largos plazos de concesión (los propuestos 35 años para no convencionales) a cambio de algún compromiso determinado de inversión no sustancial en el agregado.

¿Por qué funcionó en el sector gasífero y no en el petrolero, que volvió a caer en julio pese al crecimiento de YPF?

Yo no daría una definición apresurada y diciendo que “funcionó”. Lo que hoy “funciona” es la producción de gas y petróleo de YPF. Esta empresa deberá encontrar la economicidad de los nuevos desarrollos para hacer sustentable la explotación. La propia YPF impulsa cambios en este sentido, lo cual es evidente por su interés en bajar costos mediante una reforma de la Ley de Hidrocarburos. El problema es que las variables que siguen y seguirá por algún tiempo siendo una mochila para YPF son las macroeconómicas. 

El incremento en gas es fruto de la inversión de YPF en Vaca Muerta en nuevos yacimientos no convencionales (con 15 pozos de shale y 55 de tight en explotación a junio pasado) los cual están lejos de tener hoy una rentabilidad de mercado razonable como para atraer a inversores privados en una magnitud considerable y es de alguna forma subsidiada por ser una empresa verticalmente integrada (y usar lo que obtiene de la venta de combustibles para la inversión en el upstream), por el financiamiento barato interno de entidades oficiales y de una gran inyección de dinero del Plan Gas, del cual nadie conoce exactamente que volúmenes se le remuneran a YPF a US$7,5MMBTU y cuál es la tasa de declino teórica que usan para los cálculos. Para hacer sustentable económicamente la producción de gas no convencional YPF debe aun transitar por un buen tiempo la curva de aprendizaje y tener mejores condiciones macroeconómicas para mejorar su acceso al financiamiento internacional a tasas razonables.

A contrario sensu, parece más sustentable en términos económicos el crecimiento de la producción no convencional de petróleo de YPF (con 210 pozos de shale y 4 de tight en explotación a junio del corriente), más basado en condiciones objetivas de mercado (que podrían mejorar bastante si no existieran las retenciones a las exportaciones petroleras) que en subsidios discrecionales.  

¿En qué lugar deja a las petroleras privadas, que no tienen asistencia oficial como si la tiene YPF?

Las petroleras privadas están en una posición de “desensillar hasta que aclare”, solo invirtiendo sus utilidades retenidas (ya que no pueden remitirlas al exterior) en proyectos no convencionales para estar presentes en el negocio, principalmente en tight mas que en shale gas, proyectos que son mayormente remunerados a US$7,5MMBTU por ser gas “nuevo”.

El problema es bastante simple: en una industria en la cual el capital (propio y de terceros) es el principal insumo, su costo, influido fuerte y negativamente por la situación macroeconómica deja con pocas posibilidades a sus actores para motivar mejoras (más inversión, incremento de la rentabilidad de los nuevos negocios, etc.) a nivel microeconómico con precios atados a la discrecionalidad de la autoridad de aplicación (conseguir que el gas se remunere a 7,5 y…conseguir cobrarlo porque hay bastante demora en ello actualmente).

¿Cómo repercute todo esto en los actuales niveles de importación energética, que muestran un balance energético negativo?

El objetivo planteado en la ley que estatizó YPF es alcanzar el autoabastecimiento. Objetivamente, y a pesar de los denodados esfuerzos de YPF, la poca claridad regulatoria del sector y el deterioro aun mayor de la situación macroeconómica hizo que hoy estemos más lejos que en ese momento de conseguir el autoabastecimiento. Para ser específico, mientras que el saldo comercial energético en 2012 (año completo) fue de US$ - 2.803 millones, en 2013 alcanzó los US$ -6.295. En el corriente año, aun con una recesión que volvió negativos los pronósticos de crecimiento del PBI, el déficit comercial energético se prevé similar o apenas menor al del año anterior.

Si se observan las cifras actuales (ver debajo) la preocupación aumenta ya que ni siquiera la recesión hace bajar ya el déficit comercial energético, contribuyendo muy negativamente a la situación de  balanza de pagos y a la falta de dólares que estamos atravesando a nivel macroeconómico.

En lo que respecta a las importaciones, saldo comercial energético y crecimiento del PBI, la comparación es la siguiente (fuente INDEC):

Importaciones energía 1º semestre 2013: US$6.126                                                                           
Saldo comercial energía 1º semestre 2013: US$-3.295                                                                      
(Con un crecimiento PBI, 1º semestre 2013/1º semestre 2012: +5,8%).

Importaciones energía 1º semestre 2014: US$5.964                                                                         
Saldo comercial energía 1º semestre 2014: US$-3.256                                                                        
(Con un crecimiento PBI, 1º semestre 2014/1º semestre 2013: -0,8%).


sábado, 20 de septiembre de 2014

Comentarios al Proyecto de Ley de Hidrocarburos del P.E.N

(Publicado en Carta Energética Año VI, Volumen Nº 22, Septiembre 2014, Montamat & Asoc.).

Por Mauricio E. Roitman

El pasado 16 de septiembre se firmó un acuerdo federal de hidrocarburos entre el Estado Nacional y los gobernadores de la OFEPHI. Dicho Acuerdo, enviado al parlamento en la forma de proyecto de ley, consta de dos anexos, uno que da forma a programas fiscales y tributarios estables y homogéneos a ser aprobado también por las legislaturas de las provincias firmantes y los municipios correspondientes (Anexo I), y otro que incluye las reformas a la ley 17.319. En particular, las modificaciones se refieren principalmente a los siguientes temas: 1) plazos para exploración y explotación diferenciados por tipo de yacimiento, 2) mantenimiento de alícuotas de regalías; aportes de la industria mediante responsabilidad social empresaria y del Estado Nacional para infraestructura, 3) mecanismos de adjudicación de áreas por licitación competitiva, 5) mecanismos de promoción de inversiones, y 6) promoción de una legislación ambiental uniforme.

Dentro de las modificaciones que propone el proyecto enviado al parlamento se destacan dos aspectos. El primero es el relativo a los cambios en los plazos para la exploración y explotación de los distintos tipos de yacimientos. El segundo es el derecho que se otorga para que un concesionario de una explotación convencional solicite dentro de su área una nueva concesión no convencional. A continuación se presenta un breve análisis de estos.

1. a) Acortamiento de los plazos de los permisos de exploración.

Actualmente, la ley Nº 17.319 establece en su artículo 23 un plazo básico conformado por tres períodos de 4, 3, y 2 años respectivamente, y un período de prórroga de hasta 5 años. Para las exploraciones en la plataforma continental cada uno de los períodos del plazo básico se puede incrementar en un (1) año.

El proyecto (art. 1º) divide el período de plazo básico en convencional y no convencional y los acorta respecto de la ley actual. En convencional, el plazo básico incluye dos períodos de 3 años cada uno, y luego un período más de prórroga por 5 años. En no convencionales, el plazo básico también incluye dos períodos pero de 4 años cada uno, y un período de prórroga de 5 años. De igual manera que en la ley vigente, para las exploraciones en la plataforma continental cada uno de los períodos del plazo básico se puede incrementar en un (1) año.

El cambio es positivo para evitar que quien obtiene un permiso especule con un negocio de tipo inmobiliario y porque intenta que las inversión exploratoria sea más agresiva. Sin embargo, existen dos problemas que subyacen a esa iniciativa. El primero es que no resuelve el mal uso de las cesiones de áreas, que han sido las herramientas utilizadas para monetizar la renta obtenida con los permisos a empresas sin experiencia petrolera. El segundo problema es que impone una mayor carga financiera a los proyectos ya que una mayor inversión exploratoria en menor tiempo requiere una mayor capacidad para financiar las amortizaciones de capital que se generan.

1. b) Establecimiento de plazos de concesiones de explotación diferenciados.

El proyecto establece los siguientes plazos para las concesiones de explotación en su artículo 9º:
a) 25 años para convencionales (art. 35, Ley 17.319, para todo tipo de concesiones).
b) 35 años para no convencionales (No estaba en la Ley 17.319).
c) 30 años para explotación costa afuera (No estaba en la Ley 17.319).

Esta modificación, junto con la conversión de áreas convencionales en no convencionales, resulta una de las más polémicas y al mismo tiempo las que menos atención recibieron en la negociación entre YPF y los gobernadores de las provincias petroleras.

Si bien los proyectos de inversión mejoran levemente su Tasa Interna de Retorno (TIR ) y su Valor Actual Neto (VAN) cuando se extiende el plazo de las concesiones no convencionales de 25 a 35 años, no parece resultar esa la variable fundamental que determina la decisión de hundir capital como inversión. El alto costo del capital –propio y de terceros-, por alto riesgo país, de default, político y regulatorio, hace que los flujos futuros de fondos, una vez descontados, sean muy castigados y casi irrelevantes para evaluar la factibilidad del proyecto. La razón tampoco parece surgir del distinto perfil productivo de los pozos: las inversiones más importantes y la producción obtenida son ambos de gran magnitud al comienzo del período mientras que esta última rápidamente declina, estabilizándose en valores bastante más bajos durante largo tiempo. Es decir, tanto los costos como los ingresos determinantes del proyecto se dan al comienzo.

Operadores y empresas de servicios petroleros han comentado que para traer equipos a Argentina deberían tener tasas de retorno de entre 25% y 30% en dólares. Ello hace que las tasas internas de retorno (TIR) requeridas por los proyectos de no convencionales no resulten suficientes para atraer inversión privada de riesgo en la cuantía necesaria. 

La búsqueda de un entorno macroeconómico apto para los negocios, con baja inflación y libre de restricciones cambiarias, y la baja de costos operativos mediante la inversión en infraestructura estatal –Ej.: transporte por ferrocarril para agentes de sostén y sistemas de acueductos para provisión de agua- deberían figurar antes en el ranking de prioridades.

Otra variable de relevancia e impacto en la factibilidad económica de los proyectos, soslayada rápidamente de la discusión pero planteada correctamente por los gobernadores, es el tema del precio en boca de pozo del petróleo y el gas. La separación del precio interno del internacional mediante derechos de exportación (petróleo) o regulación (gas), bajó los ingresos por regalías de las provincias y la base imponible del impuesto a los ingresos brutos con cuantiosas pérdidas para esas jurisdicciones, sin adentrarnos en el contrafáctico de calcular la caída de inversión que ello indujo en los últimos años.

Volviendo al plazo, su extensión no es gratuita. Se está cediendo un derecho económico sobre un recurso natural que posee una valuación de mercado. Esa valuación del “derecho a” o de la “opción de” surge de las licitaciones competitivas, las cuales no se harán si hay plazos más largos, prórrogas, prórrogas de prórrogas y transformaciones de concesiones convencionales en no convencionales como propone el proyecto. La negociación bilateral de estos casos no competitivos (Empresa – Estado Concedente) le evita a la empresa tener que revelar su verdadera valuación del derecho a adquirir. El perdedor de la renta es quien ejerce el dominio originario del recurso, al tiempo que tampoco tiene una garantía que en este entorno macroeconómico prosperen las inversiones.

Si lo que se quiere motivar es más inversión hoy, dada las condiciones macroeconómicas imperantes, la extensión de los plazos no lo logrará en forma sustancial ya que no afectará significativamente la factibilidad económica de los proyectos. Sin embargo, de volver a una situación de estabilidad macroeconómica con esos derechos otorgados se estarán transfiriendo cuantiosas rentas a su propietario por el solo hecho de poseerlos. Esa renta potencialmente transferida es la que quiere ofrecer YPF para hacer atractivo el negocio como forma de contrarrestar el costo que la inestabilidad macroeconómica le infringe a sus proyectos. Con estabilidad macroeconómica y sin restricciones a la disponibilidad de divisas no hay necesidad de esa renta extraordinaria, arrancada a los poseedores del dominio originario.

Asimismo, un marco regulatorio de reglas generales (no particulares y discrecionales como sigue proponiendo este proyecto), donde YPF deba competir de igual a igual con los otros actores privados sin privilegios, no solo redundará en incentivos al crecimiento de la inversión de aquellos sino también de la propia YPF. Una empresa estatal que no compita y que por ende pierda interés en mantener sus costos a raya dará lugar a rentas que querrán ser aprovecha-das por grupos de interés vinculados a la actividad que harán cada vez más complicada la su gestión en el futuro, como ya ha ocurrido en reiteradas ocasiones. El caso de la reforma del mercado petrolero mexicano, intentando desmantelar el monopolio de la estatal PEMEX, es una lección más para entender que el norte de este proyecto es equivocado.

2. Se otorga el derecho para que un concesionario de explotación convencional solicite dentro de su área una nueva concesión para proyectos no convencionales.

El proyecto, en su artículo 5º, otorga el derecho para que un concesionario de explotación convencional pueda solicitar, dentro de su área, una nueva concesión para proyectos no convencionales siempre que comprometa las inversiones necesarias.

Esta cesión de derechos es perjudicial para las provincias, las cuales podrían licitar nuevamente las áreas al vencimiento de las actuales concesiones o establecer algún tipo de acuerdo para licitarlas antes. Mediante ese procedimiento las jurisdicciones provinciales podrían establecer nuevas condiciones para capturar renta petrolera en el período siguiente.

Por ejemplo, llevando esta potestad al límite YPF estaría en condiciones de seguir haciendo acuerdos como el de Chevron que le permitan prorrogar algunas de sus concesiones que vencen en el 2027 hasta el 2072 (35 + 10) sin permitir una nueva licitación provincial de esas áreas. Esto vacía las facultades provinciales en materia de ejercicio del dominio originario por varias décadas y traslada la captura de renta potencial de las provincias a la empresa. Sumado a ello, aparece la eliminación de las limitaciones estructurales a la cantidad de permisos de exploración y concesiones de explotación mediante sendas modificaciones a los artículos 25 y 34 de la ley 17.319 (art. 2º y 8º del proyecto), que de hecho YPF venía incumpliendo. El resultado es menos información de cuanto el mercado valúa esos derechos, menos competencia, menos transparencia y menos renta para las provincias.

La paradoja es que mientras el artículo 11 del proyecto establece que los permisos y concesiones serán adjudicados mediante licitaciones competitivas, el mismo proyecto habilita más mecanismos como los comentados antes para evitarlas.


martes, 20 de mayo de 2014

Invierno 2014, entre luces y sombras

Montamat y Asociados (Carta Energética, Nota Editorial, Año VI. Volumen Nº 20 | Marzo 2014)

Históricamente, el período estival sometía sin piedad a la red de alta tensión del sistema interconectado nacional a los mayores requerimientos de potencia y energía que podían esperarse. Según fuesen las políticas de desarrollo del sistema, llevadas adelante por los funcionarios políticos de turno, mejor o peor asesorados por algún grupo de técnicos propios o agrupados a tal fin, se avanzaba con la instalación de unidades de generación eléctrica y las falencias aparecían en el transporte de alta tensión o eventualmente en la red de distribución; o bien, la red eléctrica estaba allí, disponible, pero las unidades generadoras (algunas por demoras históricas en su construcción, otras por pésimos programas de mantenimiento) no permitían satisfacer la demanda con el estándar de calidad que ésta esperaba.

En los últimos años, el sistema se encuentra en una situación que hace complejo el trazado de paralelos con la historia. De manera oficial desde el año 2003, tenemos planeamiento estatal central para detectar las necesidades de expansión en todos los niveles del sistema, sin embargo, la cruda realidad es que si entramos jerárquicamente, nivel por nivel, ese planeamiento muestra las peores facetas del “mal” planeamiento centralizado.

Generación y Demanda

Desde hace años, el núcleo esencial de los incrementos en la oferta de generación de energía eléctrica pasa por la instalación de centrales térmicas de ciclo combinado. La instalación de estos equipos cerca de la demanda concentrada en Litoral y Gran Buenos Aires, liberó al sistema de ampliaciones de transporte, pero ante la creciente dificultad para abastecerlas de gas natural como principal combustible, hemos escalado a consumos de gasoil en cantidades siempre crecientes, cada vez más costosas para la nación. Paradójica-mente, se han ampliado los gasoductos troncales para abastecer de gas a estas usinas, aunque durante casi medio año las mismas no disponen ni del gas natural (aunque tengan contratos firmes con productores del mismo), ni de su correspondiente transporte en los sistemas de las empresas Transportistas de Gas.

Otro actor importante de la generación térmica son las centrales nucleares, entre ellas la CN Atucha II está siempre allí, a punto de ingresar, casi en servicio…finalmente, con buenos deseos, compensará parte de la energía de la salida de la CN Embalse para su extensión de vida útil, y parte de la irregularidad de una CN Atucha I que tiene más que ganada una jubilación digna.

En el otro extremo de la escala de los módulos de generación tenemos que en el marco de las Resoluciones SE 1836/2007 y 220/2007, el sistema recibe el soporte de pequeñas unidades de generación llamadas “móviles” y “delivery” que apuntan a resolver problemas estructurales de manera urgente en los niveles de subtransmisión y distribución. A un costo increíblemente elevado, son un remedio casi peor que la enfermedad, son tan costosas que su uso vacía los recursos económicos que deberían racionalmente destinarse a resolver problemas de la red y a instalar generación económicamente más racional. Cabe des-tacar que de los 7.600 MW adicionales instalados en la última década, cerca de 1.500 MW corresponden a este tipo de generación; es decir, el 20% de lo recientemente instalado se opera únicamente con gasoil (presentando los mayores costos de operación del sistema) y el repago del capital invertido no ha resultado para nada insignificante para los costos del sistema.

En paralelo a esta realidad en la generación, la demanda de energía eléctrica parece decidida a continuar con su crecimiento y, para delinear el cuadro de situación los requerimientos invernales son tan extremos como los del verano, en gran parte debido a la intensa instalación de unidades de refrigeración y calefacción eléctricas en las principales áreas urbanas, sumado a una política de tarifas y subsidios que han materializado un verdadero ejemplo de mala escuela regulatoria.

Y ahora viene el invierno

Esta situación de mayor escasez de energía en el horizonte, aunque quiera interpretarse como un éxito de la política redistributiva que lleva adelante el estado nacional, es vista puertas adentro con enorme preocupación. La frase … “tenemos que pasar este invierno antes de empezar a pensar en el próximo verano”... dejó de tener, si alguna vez lo tuvo, un gesto relajado, para plasmar la sensación de navegar hacia el iceberg sin mucho cuidado. Esto también, refleja lo que lentamente todos los actores fueron percibiendo, el sistema llegó a su límite, en su capacidad para generar, transportar y distribuir.

El cuadro de situación, a esta altura de su desarrollo tiene solamente dos posibles alivios, por un lado tenemos que la demanda del invierno no llegue a los valores extremos del verano, 25.000 MW es el número que desvela a los despachos, se lo mira como un límite difícil de abastecer, que requeriría contar con una gran logística de combustibles y con una buena disponibilidad de la generación térmica. Por el otro lado, que las tareas de repotenciación y recuperación del parque térmico lleven a buen destino. Lo que no puede ignorarse es que se repotencian y recuperan generadores con más de 40 años de funcionamiento, donde todos los circuitos eléctricos y termodinámicos han cubierto la vida útil esperada en cualquier otro lugar.

Una pequeña luz en el camino

Durante marzo, el Servicio Meteorológico Nacional planteó una frase que sonó a bálsamo en los oídos del sector, puede que el próximo sea un invierno con temperatura superiores a las medias históricas. Si este pronóstico se cumple, y ninguna instalación de generación o transporte falla, crecerá la esperanza de vida más o menos sin grandes sobresaltos para la industria eléctrica. Falta ver si esta pequeña cuota de alegría, no trae peores problemas para el verano, todavía nadie sabe qué tan húmedo va a ser el año hidráulico que va a comenzar y con qué recursos vamos a contar para el “más allá” del invierno 2014.

El fin de la historia

La esperanza de incorporar unidades para incrementar la oferta de potencia quedó entonces concentrada en las obras de repotenciación y recuperación de las viejas turbinas de vapor y algunas turbinas de gas más modernas, principalmente en:

 Central Puerto, donde las TV's 5 y 6 están terminando sus reparaciones luego de experimentar fallas muy importantes;
 Central Costanera, en las TV's 1 y 2 en una marcha contra reloj para sumar 200 MW en la costa de Buenos Aires, y sobre todo recuperar urgentemente el Ciclo Combinado de 800 MW Mitsubishi cuya TV sufrió una importante avería y que, hasta aquí, se supone puede recuperarse para antes del invierno, 
 Central PlusPetrol Norte, TG's 1 y 2 permitirían recuperar 220 MW pero estarían volviendo al servicio en junio, ya en el filo del invierno;
 Central Pilar, la recuperación del Ciclo Combinado que se encuentra fuera de servicio desde septiembre de 2013 y que ya debería haber ingresado;

Quedaran pendientes dos movidas muy importantes, la intervención mayor en la Central Piedrabuena en Bahía Blanca (600 MW) y la extensión de vida útil del Ciclo Combinado de Agua del Cajón (450 MW), aunque ambas funcionan parcialmente, la poca estabilidad de sus sistemas hace que su disponibilidad no resulte ninguna garantía para el abastecimiento.

El papel de las renovables en este marco de desinversión y falta de planificación

Sin ser la solución mágica del problema, la instalación de centrales de generación renovable podría haber apuntado a mitigar dos de los problemas: la importación de combustibles y el preocupante nivel de potencia disponible del sistema.

Sin embargo, lejos quedó el "interés nacional de la generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables" sancionado en Ley 26.190 del año 2006. Con el Programa GENREN su buscó alcanzar el 8% del consumo de energía eléctrica nacional, sin embargo, a pesar de los altísimos precios por los que se licitaron los contratos de energía, de los 1000 MW licitados originalmente solo 150 MW se habilitaron. Por otro lado, la sanción de la Resolución SE 108/2011 no potenció la instalación de gran cantidad de MW adicionales renovables debido, en gran medida, a la discrecionalidad con la que avanzaron ciertos proyectos. Como consecuencia, en 2013 la participación de dichas tecnologías no llegó al 2% del consumo nacional.

Concluyendo este breve cuadro, más allá de que una vez más la suerte nos sonría o el azar nos acompañe con la temperatura, y por ende la demanda de energía, más allá que podamos sacarle un poco más de energía a un grupo de centrales que cumplieron con su función, que mejoremos el mantenimiento de algunas unidades que por causas que exceden este artículo han padecido fallas severas y abandono, lo que debería llamarnos a la reflexión es hasta dónde podemos seguir así, cuánto más se puede brindar un sistema eléctrico que muestra parches en todos sus frentes (tanto técnicos como normativos), hasta dónde podemos mantener estos niveles de consumo de combustibles alternativos, tanto por el efecto que su costo tiene sobre los fondos públicos como por la logística descomunal que demanda abastecer de ellos a las centrales. La respuesta, en el interior de cada especialista del sector, está clara: sabemos que esta es una historia cuyo resultado demandará en poco tiempo cambios muy importantes en el sector. La dirección de esos cambios dependerá de dónde quedemos parados tras la crisis que asoma y de cuán bien se planifique el futuro del sector, en un contexto que, en el corto plazo, no parece alentador.



miércoles, 14 de mayo de 2014

El biodiesel: situación actual y perspectivas

    
Lic. Agustín Torroba
Montamat & Asociados

“El uso de aceites vegetales como combustibles para motores puede parecer insignificante hoy, pero con el paso del tiempo será importante como sustituto del petróleo y del carbón.” Rudolf Diesel (1893).

El biodiesel producido en Argentina es un producto agroindustrial derivado del aceite de soja. Para producir este insumo, el complejo sojero debe moler el grano (crushing) originando economías de variedad: del total de crushing se obtiene un 18% de aceite de soja (que luego se convertirá en biodiesel), un 80% de harinas proteicas y pellets (que luego se convertirán en proteínas blancas-leche- y proteínas rojas-carne) y un 2% de residuos.

El aceite de soja se filtra y reacciona con un catalizador base y con un alcohol (en general metanol). Dicha reacción (transesterificación), dará como resultado dos subproductos, biodiesel y glicerina. El biodiesel se mezcla con gasoil y ambos productos forman un bien compuesto. La cantidad de biodiesel en gasoil se denomina “corte”. De esta manera, una proporción de 5% de biodiesel y 95% de gasoil es un corte o “mezcla” denominado B5. Si la proporción fuera 10% y 90% respectivamente, el corte sería denominado B10 y así sucesivamente. El biodiesel puro se denomina B100. Actualmente, la reglamentación nacional fija un corte obligatorio del 10%.

La producción de biocombustibles se inserta dentro de un nuevo paradigma donde los derivados biológicos comienzan, lentamente, a complementar y sustituir a los minerales.

Dentro de este contexto, la producción de biodiesel de soja en nuestro país, tomó un rápido impulso, motivado principalmente por el mercado externo, donde el diferencial de retenciones entre el aceite de soja y el biodiesel favoreció la integración vertical de la cadena de producción.

A pesar del impulso inicial, el sector acusó un estancamiento en su producción en el año 2012 y una caída de la misma del 25% en 2013. En el siguiente gráfico se puede observar el crecimiento inicial del sector y su consiguiente estancamiento y posterior caída.

Gráfico 1: Producción y Exportación de biodiesel de soja (en toneladas)
Fuente: elaboración propia en base a datos de mercado

Para entender las causas de la situación actual del sector, hay que comprender los diferentes esquemas de producción. En primer lugar, se encuentran las grandes plantas de producción integradas verticalmente con la fabricación de aceite (Cargil, Molinos Río de la Plata, Vicentín, Renova, entre otras). Estas empresas fueron creadas, en mayor medida, para destinar su producción al mercado externo. En segundo lugar, se encuentran las grandes empresas que no integran verticalmente su producción, sino que adquieren el aceite de soja en el mercado domestico y lo transforman  en biodiesel (Explora, Patagonia Bioenergy, Viluco, etc). Estas empresas tuvieron un comportamiento dual: en general dedicaban su producción al mercado interno, pero en algunos casos la producción también se dirigió al mercado externo. En tercer lugar, surgieron, estimuladas por el Estado, las pequeñas y medianas plantas de producción, abastecedoras exclusivas del mercado interno.

El sector ha acusado dos fuertes impactos: desde 2012, los precios del mercado interno son ahora establecidos de manera arbitraria (previamente eran fijados mediante una fórmula polinómica) y con un rezago de tiempo considerable, lo que ha provocado rentabilidad negativa durante muchos meses de producción, incertidumbre por no tener precio definido y cierre parcial de algunas plantas. Estos hechos vienen afectando principalmente a las pequeñas y medianas empresas y a las grandes empresas que dedican su producción al mercado interno. El segundo impacto negativo surge en 2013, cuando comenzaron una serie de acusaciones de dumping por parte de la Unión Europea (UE). La situación derivó en una pérdida casi total del principal mercado de exportación del sector al fijarse aranceles del 25%. Este hecho afectó a las grandes empresas exportadoras. Para contrarrestar el cierre de dicho mercado, la Secretaría de Energía decidió incrementar el corte de biodiesel, que por entonces era del 8%, llevándolo a un 10%.

La política de fijación arbitraria y tardía de precios internos provocó, por el lado de la oferta, que no se ofrecieran las cantidades suficientes para abastecer el cupo del 10%, fijado en diciembre de 2013. A esto se le suma, que por el lado de la demanda, las petroleras prefieren adquirir gasoil importado el cual, al estar libre de impuestos (por el artículo 30 del Presupuesto Nacional 2014), resulta más barato que el biodiesel que si tributa dichos impuestos. El siguiente gráfico muestra la caída en el porcentaje real de la mezcla, la cual a pesar de estar fijada en un 10%, no ha llegado a cubrir nunca dicho cupo.

Gráfico 2: Porcentaje real de mezcla (% de biodiesel en gasoil)

Fuente: elaboración propia en base a datos de mercado

El parlamento se encuentra tratando un proyecto de ley que desgrava parcialmente al biodiesel de los tributos que no paga el gasoil importado. Esto causará una disminución parcial del sesgo negativo por el lado de la demanda de las petroleras. Aún así, si el parlamento aprueba el proyecto en discusión, el biodiesel seguirá estando en condiciones tributarias y de precios desfavorables respecto del gasoil importado, aunque mejor respecto de la situación actual.

Mientras tanto, por el lado de la oferta, hasta que no exista una metodología clara y sin rezagos para determinar los precios, la incertidumbre seguirá provocando que el corte real se encuentre por debajo del corte teórico obligatorio.


A la incertidumbre del mercado interno, se le suman los problemas en el mercado externo, donde la solución no parece avizorarse en el corto plazo. Un sendero de precios razonables establecido en forma no discrecional mediante una fórmula polinómica y un estímulo en el mercado interno (lo cual podría darse con un nuevo aumento en el corte obligatorio) le permitiría al sector aumentar su producción, que hoy se encuentra operando al 40% de su capacidad instalada, y salir de la actual crisis.




jueves, 1 de mayo de 2014

Música con energía

Esto no es solo energía y economía...

Tomate cinco minutos, tomate un té...y escuchá esto:

Nigel Kennedy & Richard Galliano - St Prex Classics Festival 2013
https://www.youtube.com/watch?v=XGIx7o2E8u8

Niguel Kennedy, un loco lindo (BBC):
https://www.youtube.com/watch?v=jLHc9Zovn5Y
https://www.youtube.com/watch?v=SLaqk6Qp3yQ
https://www.youtube.com/watch?v=4cRGefqUIjs

Las cuatro estaciones de Vivaldi, por Niguel Kennedy:
https://www.youtube.com/watch?v=DYvkVqpLX_E

Richard Galliano: Piazzola Forever
https://www.youtube.com/watch?v=mAhebGhFCzc

Nigel Kennedy (28 de diciembre 1956, Brighton, Inglaterra) es un violinista y violista.
Nació en Brighton, East Sussex, descendiente de un largo y prestigioso linaje de músicos. Su abuelo fue Lauri Kennedy, violonchelista británico que tocó en laOrquesta Sinfónica de la BBC, que tocó, entre otros, junto a Fritz Kreisler, Jascha Heifetz y Arthur Rubinstein. Su abuela fue Dorothy Kennedy, pianista, que acompañó a John McCormack, y enseñó a los niños de Enrico Caruso. Lauri y Dorothy se establecieron en Australia, donde nació su hijo, el violonchelista John Kennedy, que fue violonchelista de la Orquesta Filarmónica Real de Sir Thomas Beecham. La madre de Nigel fue Escila Stoner, profesora de piano. Nigel no conoció a su padre hasta que tuvo 11 años. Niño prodigio a quien Yehudi Menuhin pagó sus estudios de violín desde que lo descubrió.
Muy conocido por sus interpretaciones de Las cuatro estaciones de Antonio Vivaldi, de la que llegó a vender más de un millón de discos, convirtiéndose en un récord de ventas en música clásica y por su trabajo con la célebre soprano Sarah Brightman.
Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Nigel_Kennedy

Richard Galliano (Cannes, 12 de diciembre de 1950) es un compositor musical y acordeonista franco-italiano de jazz.
Comenzó tocando el piano y el acordeón con su padre, Lucien Galliano, un italiano asentado en Niza. Después amplió sus estudios con el profesor Claude Noël, que le introdujo en el mundo del jazz. Siguió sus estudios musicales en el Conservatorio de Niza, dirigido entonces por el organista Pedro Cochereau. Allí tomó clases de contrapunto, armonía y trombón.
En 1983, Astor Piazzolla invita a Richard Galliano como primer solista de bandoneón en una comedia francesa inspirada en el Sueño de una noche de verano (de William Shakespeare) con música original de Piazzolla escrita sobre una puesta en escena de Jorge Lavelli. Este fue el principio de una gran amistad entre los dos músicos, que duró hasta la muerte de Astor Piazzolla en 1992.
Ha colaborado, entre otros, con George Mraz, Al Foster, Juliette Gréco, Charles Aznavour, Ron Carter, Chet Baker, Enrico Rava, Martial Solal, Miroslav Vitous, Trilok Gurtu, Jan Garbarek, Michel Petrucciani, Michel Portal, Wynton Marsalis y Toots Thielemans.
Entre otros premios y reconocimientos, ha recibido: el Primer Premio Trofeo Mundial en 1966 (Valencia) y en 1967 (Calais), el Primer Premio del presidente de la República 1968 (Charles de Gaulle), el Premio Django Reinhardt otorgado por La Academia del jazz francés y el Mejor Músico de Jazz del año 1993.
Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Richard_Galliano

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.