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31 10 2018

El precio del gas natural: una piedra en el camino todavía sin solución


Autor: Alejandro Einstoss









El problema del precio del gas natural aparece como una piedra en el camino de la actual administración, con la cual no ha dejado de tropezar desde el inicio de la gestión.

Desde el fallo de la Corte Suprema de Justicia suspendiendo los aumentos en las facturas de gas en agosto de 2016 hasta el abandono de la política de senderos de precios del gas, que implicaron sucesivos aumentos de tarifas residenciales y pusieron bajo un innecesario estrés el humor social, se pone en evidencia que la determinación del precio del gas natural aparece como un tema no resuelto.

A la luz del reciente “recalculando” derivado del intento de aplicar 24 cuotas compensatorias de la acumulación de diferencias de cambio a favor de los productores de gas, como consecuencia del efecto de la devaluación del peso sobre el precio dolarizado del gas, es que aparece necesario revisar cómo funciona el marco regulatorio vigente.

El usuario residencial y los pequeños usuarios comerciales no compran el gas que consumen directamente a los productores – como si pueden hacerlo las industrias y las usinas de generación eléctrica -, sino que lo hacen a través de las empresas distribuidoras que deben comprar los volúmenes de gas necesarios para abastecer a sus clientes y contratar la capacidad de transporte necesaria[1], en ambos casos en las mejores condiciones de mercado, no pudiendo generar beneficio alguno por la venta del gas[2].

En particular en relación a las diferencias diarias acumuladas el marco regulatorio garantiza el principio de neutralidad, por el cual los distribuidores actúan solo como intermediarios pudiendo trasladar las variaciones en el precio de adquisición del gas a la tarifa final al usuario de manera tal que no produzca beneficios ni perdidas al distribuidor ni al transportista[3]. Esta transferencia deberá realizarse en los meses de abril y octubre al momento de actualizar el precio del gas.

¿De qué variaciones de precios estamos hablando?

Es necesario recordar que el marco regulatorio del gas natural fue sancionado a inicios de la década del 90, en el marco de la ley de convertibilidad –régimen de tipo de cambio fijo- por lo cual a partir de ese momento comienza a nominarse en dólares el precio del gas. De esta forma, las variaciones de precios previstas por la norma hacen referencia a la eventual compra de gas en el mercado spot producto de un pico de consumo invernal que supere los volúmenes contratados originalmente por las distribuidoras. Estas diferencias se acumulan y son reconocidas en las tarifas del periodo estacional siguiente.

El primer problema identificado resulta entonces que, en un régimen de tipo de cambio flexible, el precio del gas natural se nomina en dólares mientras los usuarios pagamos nuestra factura con pesos. Esto obliga a las partes (productores y distribuidoras) a pactar un tipo de cambio que pesifica el precio del gas para el próximo semestre y de existir diferencias cambiarias estas se acumularán y se trasladaran al periodo estacional siguiente.

De esta forma el ENARGAS al aprobar los cuadros tarifarios para el semestre abril octubre reconoce estas diferencias cuando sostiene: “atento a que los precios pactados en los contratos referidos se encuentran nominados en dólares, los mismos han sido convertidos a pesos al tipo de cambio vigente al día 15 de marzo. Al respecto, cabe señalar que cualquier diferencia que se pudiera producir como consecuencia de variaciones en el tipo de cambio previsto, será contemplada en el próximo período estacional… “.

Es decir, ENARGAS reconoció en las tarifas los contratos entre distribuidoras y productores a un precio de USD 4,70 por unidad térmica (MMBTU) y lo pesificó a un tipo de cambio de $ 20.30. La duplicación del tipo de cambio genero la acumulación de diferencias diarias del orden de los $20.000 millones para el periodo que va del 1º de abril al 30 de septiembre de 2018.

Fueron éstas las diferencias acumuladas que deberían haber sido trasladadas a tarifas en el semestre octubre 2018-abril 2019 y que hubieran implicado aumentos del orden del 200% en las facturas del semestre, tal como las empresas anunciaron en la audiencia publica de finales de septiembre.

En este contexto se intento aplicar un prorrateo en 24 cuotas, de resultado ya conocido: el Estado se hará cargo de las diferencias en 30 cuotas a pagar a partir de octubre 2019, aunque las condiciones todavía no se publican.

Es importante resaltar que el problema de la determinación del precio del gas y su traslado a la factura de los usuarios residenciales continua sin resolución. Es un problema recurrente que debería ser definitivamente encarado y resuelto.

Dos problemas: el nivel y la pesificación.

El nivel del precio del gas aparece como la primera incógnita. En este sentido los cambios implementados por la Secretaria de Energía impulsando mecanismo de mercado, estimulando la competencia y aprovechando el exceso de oferta de gas en el verano lograron bajar los precios tanto a residenciales como a usinas – que se reflejara en menores aumentos en costo de la generación eléctrica el próximo verano.

Al mismo tiempo el incremento en la producción de gas natural no convencional permite ser optimistas en relación con la evolución del precio del gas el próximo invierno.

Que el precio del gas se mantenga nominado en dólares aparece como difícil de modificar en la medida que Argentina todavía importa el 20% de su consumo de invierno y planifique insertarse como exportador de gas natural licuado –en barcos- en los próximos años, con lo cual la pregunta es:

¿Cómo pesificar el precio del gas para los usuarios cautivos de las distribuidoras?

Quizás una forma transparente sea que el Ente Regulador fije un tipo de cambio promedio para el siguiente periodo estacional en función de las cotizaciones del mercado a término – ROFEX - , y que sólo sean reconocidas diferencias por compras por encima de los contratos vigentes productos de excesos de demanda en el pico de invierno. En cambio, no deberían reconocerse diferencias por tipo de cambio, ya que en principio serían asimilables al riesgo empresario que asumen los productores de gas en nuestro país y cuyo riesgo puede ser reducido mediante la contratación de seguros de cambios, cuyo costo no debería en modo alguno ser trasladado a los usuarios finales.


[1] Ley 24.076 – articulo 25.

[2] Ley 24.076 – artículo 38.

[3] Decreto 1738/92 – punto 5º.