mecanismos regulatorios para la reducción de los subsidios

Mecanismos regulatorios para la reducción de los subsidios a la energía en una macroeconomía inestable

Lic. Mauricio E. RoitmanPresidente del ENARGAS

XXIII Reunión Anual de Reguladores de la Energía de ARIAEARIAE MeetingPunta Cana – 8 de Mayo 2019

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2015

Metrogas: evolución de ingresos operativos medios, tipo de cambio y precios mayoristasÍndices base 2000 = 100

Ingreso medio

Ingreso Medio + Res. SE 263/15

IPIM INDEC

Tipo de cambio A 3500

Situación tarifaria al 2015

Situación tarifaria al 2015

6,5

0,7

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Subsidio82%

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Costo pagado por el usuario

USD

/MM

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Subsidio96%

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Costo pagado por el usuario

USD

/MM

BTU

AMBA: Tarifa media residencialUsuario R23 (90 m3/mes)

Neuquén: Tarifa media residencialUsuario R23 (200 m3/mes)

Normalización institucional, reforma del mercado y reducción de subsidios al gas en Argentina

Navajas (2010) señala que la transición requiere preguntarse primero a dónde se quiere llegar como esquema permanente.

La actual reforma tuvo una motivación inicial de origen fiscal y de nivel tarifario.

Luego dio paso a:

La configuración de tarifas finales y su mecanismo de ajuste temporal mediante la Revisión Tarifaria Integral (RTI). El

desactivar los juicios en CIADI y otros tribunales también fue uno de los objetivos alcanzados en este proceso.

Fin de la vigencia de la Ley de Emergencia Económica y plena vigencia de los marcos regulatorios de los ‘90s.

Ordenamiento institucional: normalización de Entes Reguladores.

LARGO PLAZO CORTO PLAZO

InstitucionesMarco Regulatorio

Diseño de mercado o intervención

Configuración de tarifas finales

Sendero de transición

Fuente: Navajas, F., “Energía en la Argentina: Diagnósticos, Desafíos y Opciones”, 2010.

Normalización institucional, reforma del mercado y reducción de subsidios al gas en Argentina

Se siguió un camino gradualista (con intervención para volver al diseño de mercado de los 90’s), tanto por el lado

de la oferta como por el lado de la demanda, tratando de:

Eliminar las múltiples distorsiones (tarifas diferentes, subsidios cruzados, precios de OyD distintos,

subsidios generalizados a OyD).

Unificar precios mayoristas.

Las tarifas, fruto de la configuración heredada y para evitar impactos distributivos importantes, no tuvieron

grandes cambios de estructura sino mas bien de niveles y del mecanismo de actualización.

La oferta continuó recibiendo precios mayoristas segmentados pero en la dirección de la unificación.

Se instrumentaron mecanismos para darle mayor sustentabilidad política al programa: tarifa social, con un

mecanismo de focalización y centrada en la demanda.

Normalización institucional, reforma del mercado y reducción de subsidios al gas en Argentina: las claves

1. Reducción gradual de subsidios al gas en PIST (MINEM) siguiendo un sendero y estableciendo una Tarifa Social

Federal (MINEM).

2. Revisión Tarifaria Integral (RTI) en Transporte y Distribución (ENARGAS) con Programa de Inversiones Obligatorias

(PIO) a cargo de las prestatarias.

3. Normalización institucional del ENARGAS y normativa (fin Ley de Emergencia Económica) volviendo a la plena

vigencia de la Ley 24.076.

4. Traslado (Pass through) de precios del gas a tarifa de acuerdo a la Ley 24.076, primero mediante sendero de

precios que permitió recontractualizar y, luego, mediante unificación del precio del gas y subasta de gas firme

para distribuidoras (en feb-19).

5. Decreto 1053 del 2018 para eliminar Diferencias Diarias Acumuladas por tipo de cambio.

6. Reactivación de exportaciones (principalmente a Chile).

1. Reducción gradual de subsidios al gas en PIST (MINEM)Subsidios energéticos como % del PBI – 2003 al 2019

Fuente: Subsecretaria de Planeamiento, Secretaría de Gobierno de Energía (SGE).

1. Reducción gradual de subsidios al gas en PIST (MINEM)Precio domestico del gas natural y % de subsidio sobre el ingreso, 2012 – 2019p


1. Tarifa social: alcance y características

Tarifa Social Federal es una política pública orientada a los usuarios residenciales de servicios públicos en situación de

vulnerabilidad socioeconómica.

Consiste en un descuento en el valor del gas contenido en la tarifa, sobre un bloque preestablecido de m3 mensuales

aplicado en la factura.

Actualmente hay 1.371.952 de hogares incorporados a la Tarifa Social.

Representa una cobertura del 15% sobre el total de usuarios residenciales de gas por redes.

2. Revisión Tarifaria Integral (RTI) en transporte y distribución (ENARGAS)

La Res. 31/2016 del MINEM estableció la adecuación de los márgenes de transporte y distribución a cuenta de la RTI,teniendo en cuenta la situación económico financiera de las empresas.

Esta adecuación de los márgenes no se hizo efectiva por el fallo de la CSJN.

A partir de octubre 2016, se implementó la adecuación de márgenes de transporte y distribución a cuenta de la RTI, ydesde abril 2017 se aplicaron los resultados de la RTI en forma escalonada.

𝑻𝑻𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨 𝑻𝑻𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨 𝑨𝑨 𝐱𝐱 (𝑰𝑰𝑰𝑰𝑭𝑭𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑨𝑨𝑫𝑫

− 𝑨𝑨) Δ% 2do Escalón CE𝑻𝑻𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨 𝟐𝟐

Δ% 3er Escalón

• T: tarifa• IP: Índice de Precios al por Mayor (INDEC)• Δ% 3er escalón: aplicación del 30% del incremento tarifario determinado en la RTI.• CE: compensación por escalonamiento tarifario.

Segundo ajuste semestral (Abril 2018):


Aumento en transporte y distribuciónComposición de tarifa final sin impuestos, promedio residencial excepto Patagonia

GAS NATURAL

53,9%TRANSPORTE

14,8%DISTRIBUCIÓN

31,3%

Nuevo precio de gas en el PIST(pass through)

+Diferencias Diarias Acumuladas

Ajuste No Automático

Abril 2018 y abril 2019: IPIMOctubre 2018: Promedio variación del IPIM, Salarios e Índice

de la Construcción.

- Según contratos, siempre que el volumen supere el 50% de la

demanda -


Metrogas, subzona CABA, tarifa abril 2019 y consumo promedio anual

55,7%

50,2%

38,3%

13,5%

12,2%

13,3%

7,7%

14,5%

25,4%

23,1%

23,1%

23,1%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

P3

P1/P2

R

GN TRANSPORTE DISTRIBUCION IMPUESTOS

3. Normalización institucional del ENARGAS y normativa Fin Ley de Emergencia Económica, volviendo a la plena vigencia de la Ley 24.076.

Normalización institucional: Vuelta a la designación del Directorio conforme lo previsto en los arts. 54 y 55 de la ley 24.076. El proceso de

normalización comenzó con el Decreto N°844/16 que ordenó al ex MINEM que llevara adelante el correspondiente procedimiento de selección

conforme el imperativo legal y se completó con la designación de la totalidad de sus miembros por el Decreto N°83/18.

Normalización regulatoria: La resolución N°31/16 del ex MINEM ordenó llevar a cabo los procedimientos de Revisión Tarifaria Integral dando

cumplimiento a las actas acuerdo de renegociación de los contratos de licencia realizadas en el marco de la Ley 25.561.

Además, se readecuaron las licencias de las tres empresas que hasta entonces no habían llegado a acuerdo con el Estado Nacional.

El ENARGAS llevó a cabo el procedimiento de Revisión Tarifaria, como resultado del cual la totalidad de las licenciatarias de transporte y

distribución entendieron que se daba cumplimiento a las pautas previstas en la renegociación y desistieron de los reclamos contra el Estado

Nacional.

Finalizados estos procedimientos, cobraron plena vigencia las disposiciones del Marco Regulatorio en materia tarifaria, adecuándose además la

metodología en lo atinente al ajuste semestral previsto en la licencia original.

4. Traslado (Pass through) de precios del gas

1,3

3,42 3,77

4,19 4,68

5,26 5,96

6,80 6,80

0,16

1,29 1,47 1,68 1,92 2,20 2,52

2,89 3,32

3,81 4,38

5,05 5,82

6,72

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precio promedio distribuidoras -no patagonia- GNL 2016 * precio promedio patagonia

3,94,55*

* Pesificado por el semestre (abr-19 / sept19…o dic19) a $41 sin DDA por variación del tipo de cambio.


1,3

3,43,8

4,2

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5,0ju

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19

USD

/MM

BTU

Precio promedio distribuidoras No patagonia Precio promedio Patagonia

Nota: los precios están pesificados para el semestre (abr-19 / sept19 o dic19) a $41 sin DDA por variación del tipo de cambio.


En febrero 2019 se realizó en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, a través del Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), un concurso de

precios para el abastecimiento de gas natural firme para usuarios del servicio completo de distribución.

La subasta se realizó en dos jornadas, el 14 de febrero se subastó el gas proveniente de todas las cuencas excepto Noroeste, y el 15 de

febrero se realizó la subasta correspondiente al gas de cuenca Noroeste.

El producto a subastar tuvo las siguientes características:

Plazo: 12 meses, desde el 1 de abril 2019 al 31 de marzo 2020.

Clausulas TOP / DOP: 70%.

Relación Cantidad Máxima Diaria (CMD) verano / invierno: 1:2,5.

Meses de verano: octubre – abril. Meses de invierno: mayo – septiembre.

Distribuidora CMD verano asi (En m3/d) % sobre total asignado Precio promedio ponderado

Sur 3.999.456 22% 4,63Ban 2.704.585 15% 4,59

Metrogas 2.500.000 14% 4,62Litoral 2.345.878 13% 4,50Centro 1.870.622 10% 4,41

Pampeana 1.695.544 9% 4,62Cuyana 1.400.000 8% 4,61Gasnor 1.069.812 6% 4,35Gasnea 277.048 2% 4,59

Redengas 157.055 1% 4,58Total 18.020.000 100% 4,56


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abril mayo junio julio agosto septiembre

En M

Mm

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TOTAL CMD

MEGSA PRIVADO SPOT DEMANDA

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1.000

1.500

2.000

2.500

abril mayo junio julio agosto septiembre

En M

Mm

3

TOTAL DOP*

MEGSA PRIVADO SPOT DEMANDA

* Se considera MEGSA al 70% de la CMD y privados al 85%. En el caso de BAN, Cuyana y REDENGAS se toman únicamente los contratos considerados para el pass through.

Demanda vs cobertura contratos: TOTAL PAIS

5. Decreto 1053 del 2018 para eliminar Diferencias Diarias Acumuladas por tipo de cambio

El Decreto 1053/2018 modifica el Presupuesto General de la Administración Nacional para el ejercicio 2018.

Establece que el Estado Nacional asume, con carácter excepcional, el pago de las diferencias diarias acumuladas generadas exclusivamente por

variaciones del tipo de cambio entre el 1º de abril de 2018 y el 31 de marzo de 2019.

El ENARGAS determinará el monto neto correspondiente a las diferencias diarias acumuladas por variaciones de tipo de cambio.

El monto neto resultante se transferirá a cada prestadora en TREINTA (30) cuotas mensuales y consecutivas a partir del 1° de octubre de 2019.

Para determinar esas cuotas, se utilizará la tasa de interés que el ENARGAS aplica conforme lo previsto en el punto 9.4.2.5 mencionado -tasa

efectiva del BANCO DE LA NACIÓN ARGENTINA para depósitos en moneda argentina a TREINTA (30) días de plazo, “pizarra”-.

Esto resulta aplicable sólo para aquellas prestadoras del servicio de distribución de gas natural por redes y para aquellos proveedores de gas

natural que adhieran a este régimen y renuncien expresamente a toda acción o reclamo derivado de las diferencias diarias acumuladas.

Adicionalmente, el Decreto determina que a partir del 1º de abril de 2019 los proveedores de gas natural y las prestadoras del servicio de

distribución de gas natural por redes deberán prever en sus contratos que en ningún caso podrá trasladarse a los usuarios que reciban servicio

completo el mayor costo ocasionado por variaciones del tipo de cambio ocurridas durante cada período estacional.

6. Reactivación de exportaciones (principalmente a Chile) y crecimiento de la producción.Exportaciones de gas natural por país de destino, 1997 – 2019p

25

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1214 15

17 18 17 16

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2 2 15

2,0 1,5

1,11,2

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0,60,7

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1920

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3 21 1 0,3 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3

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p

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CHILE BRASIL URUGUAY OTHER (LNG)


6. Reactivación de exportaciones (principalmente a Chile) y crecimiento de la producciónExportaciones de gas natural enero 2018 – abril 2019p

0,5 0,41,1 1,2 0,7 0,5 0,5 0,5 0,6

1,5 1,9

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6,3 6,47,6

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6. Reactivación de exportaciones (principalmente a Chile) y crecimiento de la producción

Producción local 12 meses

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Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Fuente: Ormaechea (2018). “El futuro del petróleo y gas en Argentina”.

6. Reactivación de exportaciones (principalmente a Chile) y crecimiento de la producción

Producción local12 meses

Expo regional Expo regionalProduccion Local Invierno

Bolivia

Produccion local invierno

GNLGO/FO

50

70

90

110

130

150

170

190

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Fuente: Ormaechea (2018). “El futuro del petróleo y gas en Argentina”.

Problema 1: Traslado (Pass through) de precios del gas en una macroeconomía inestable.El problema de la asignación del riesgo (cambiario)

Conjetura:

La asignación difusa de los derechos y obligaciones sobre los riesgos puede generar problemas de importancia

en el mercado (teoría: ¿Existe equilibrio?)…

Riesgo cambiario no definido entre distribuidores, usuarios, productores y Estado Nacional.

Ante la ocurrencia del evento nadie tiene incentivos a hacerse cargo del costo del evento (devaluación).

Solución: Art. 8 Decreto 1053

ARTÍCULO 8º.- Determínase que a partir del 1º de abril de 2019 los proveedores de gas natural y las prestadoras

del servicio de distribución de gas natural por redes deberán prever en sus contratos que en ningún caso podrá

trasladarse a los usuarios que reciban servicio completo el mayor costo ocasionado por variaciones del tipo de

cambio ocurridas durante cada período estacional.

Subasta de gas firme para distribuidoras en feb-19: con riesgo cambiario a cargo de los productores de gas.

Problema 2: Seguridad de abastecimiento / competencia..

Principal crítica al programa:

Mercado mayorista con objetivo de abastecimiento por sobre eficiencia/competencia.

Posible respuesta a la crítica al programa:

Sin cuasi-rentas a la oferta, el crecimiento acelerado de la producción no hubiera sido tal y

no se hubiera podido emprender las reformas pro competencia que comenzaron (también

forzadas por la situación macro) a partir del último trimestre de 2018.

Producción de gas natural No convencional

CAGR +92.3%

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8Ja

n-19

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/day

SHALE TIGHT

DEC-15 / MAR-19CAGR +28%

CAGR +4.7%

CAGR +92.3%


Producción de gas natural

* Data for March 2019 is provisional


mecanismos regulatorios para la reducción de los subsidios

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