Guzmán pide casi $60.000 millones más para mantener las tarifas de gas congeladas
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La Secretaría de Energía de la Nación acaba de publicar el Informe Técnico sobre las tarifas de gas que el Gobierno llevará a la audiencia pública convocada para el 15 de marzo próximo que tiene por objeto el tratamiento de la porción del costo total este año se requerirá para abastecer la demanda y que estará a cargo del Estado.
El documento del organismo que depende del Ministerio de Economía se basa en el decreto 892/20 que estableció el Plan Gas.Ar. y las autoridades del organismo que dirige Darío Martínez buscan clarificar el tema durante la audiencia ante usuarios, empresas productoras, transportistas y Pymes.
En este sentido, el propio Martínez explicó que "darle transparencia a la información es necesaria para comprender la situación actual, qué parte del costo del gas se está haciendo cargo el Estado y cuál los usuarios, y qué significa eso en tanto costo fiscal y en materia presupuestaria".
El funcionario agregó que "a partir de la información precisa, es muy importante escuchar a todos los actores respecto de cuál debe ser la porción del costo del gas que esté a cargo del Estado, y de qué manera ese beneficio es trasladado a los usuarios; porque no es lo mismo que se distribuya de manera igual o plana, que ese gran esfuerzo fiscal beneficie prioritariamente a quienes más lo necesitan por su condición socioeconómica".
Según el informe técnico, el Estado Nacional está tomando actualmente a su cargo una porción equivalente al 60% del costo total del gas natural necesario para satisfacer la demanda prioritaria. La continuidad de esta situación implica un costo fiscal anualizado para este año de $132.963 millones y determinaría una necesidad de partidas adicionales no previstas en el Presupuesto Nacional.
Esto generaría un faltante de $56.087 millones a las arcas de la cartera que comanda Martín Guzmán, lo que requeriría de mayores ingresos fiscales o de una reestructuración presupuestaria que derive fondos actualmente asignados a otras erogaciones.
Esto significa que la Secretaría de Energía no tiene fondos para sostener un subsidio tarifario mayor al que reclaman sectores kirhneristas cercanos al Instituto Patria, que reclaman una suba tarifaria no mayor a un dígito (se habla de un 9%), a diferencia de lo que plantea el Ministerio de Economía que propone subas similares a la inflación, o un 30% como mínimo.
¿Más fondos para subsidios?
El mensaje del informe a la audiencia pública podría leerse como que los fondos para sostener mayores niveles de congelamiento no alcanzan con los ya aprobados en el Presupuesto para este año. Si pretenden que las tarifas solo aumenten un dígito es necesario incrementar el nivel de subsidios, para lo cual Energía no tiene partidas aprobadas por el Congreso o el Tesoro Nacional.
En este sentido, el documento se señala que mantener inalterables las partidas, considerando la porción que se imputa a IEASA en concepto de volúmenes de origen importado (Bolivia y GNL) destinadas a financiar la porción que el Estado toma a su cargo del costo total, implicaría readecuar la proporción de ese costo que hoy toman a su cargo los usuarios.
En otras palabras, que el componente gas debería ser corregido en un 63%, lo que a su vez se traduciría en una adecuación tarifaria de entre el 26% y el 35% para el caso de dos ejemplos para consumos mensuales de los meses de marzo y julio respectivamente.
La base del informe tiene en cuenta la porción del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para la demanda prioritaria que el Estado tomará a su cargo en el marco del "Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino - Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024" aprobado mediante el decreto 892 del 13 de noviembre de 2020 a tratarse en el marco de la Audiencia Pública convocada mediante la Resolución N° 117 de 16 de febrero de 2021 de la Secretaría de Energía.
En tal sentido, se debe poner a consideración si el componente gas que, producto del costo que decide absorber el Estado, pasa a tener que ser solventado por los usuarios, debe ser plano, es decir, igual para todos los clientes o si debe ser asignado de manera progresiva en función de la capacidad económica y patrimonial de los distintos grupos de usuarios, con un sistema de segmentación de este componente tarifario que contemple criterios socioeconómicos.
Las autoridades fomentan la segunda opción y se respaldan en el artículo 5o de la Ley No 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva que faculta al Poder Ejecutivo a iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente o una revisión de carácter extraordinario propendiendo a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias para el 2020.
La mirada de la Corte Suprema
El informe también hace referencia a criterios definidos por la Corte Suprema de Justicia de la Nación en el fallo dictado en la causa "Centro de Estudios para la Promoción de la Igualdad y la Solidaridad y otros c/Ministerio de Energía y Minería s/amparo colectivo".
Sin desconocer que la producción y comercialización de gas es una actividad desregulada y no fue calificada como servicio público, el máximo tribunal de todos modos destaca que dicha desregulación ha sido dejada de lado por el propio Estado para elaborar un esquema de normalización del precio del gas en el PIST hasta que se "reencauzara" la actividad y se llegara, nuevamente, a precios que debían resultar de la libre interacción de la oferta y la demanda.
"En las condiciones descriptas, parece razonable entender que, hasta el momento en que efectivamente el precio del gas en el PIST se determine sobre la base de la libre interacción de la oferta y la demanda, su análisis se efectúe conjuntamente con la revisión de tarifas para la cual es necesaria, como ya se dijo, la celebración de una audiencia pública", destaca el fallo.
De manera paralela, la Secretaría de Energía recuerda que a través del Decreto N° 892 del 13 de noviembre de 2020 se declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de la promoción de la producción del gas natural y se aprobó el llamado "Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino-Esquema de oferta y demanda 2020-2024".
La norma establece que el Estado Nacional podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del precio del gas natural en el PIST resultante del proceso de adjudicación de precios y volúmenes para reducir el costo del gas a pagar por los usuarios.
"En este contexto es necesario considerar entonces que la factura del servicio de Gas está compuesta por cuatro componentes básicos: Gas + Transporte + Distribución + Impuestos y tasas; y que el precio que se traslada a la tarifa y es facturado a los usuarios de las distribuidoras / subdistribuidoras, deriva directamente de la proporción que el Estado Nacional tome a su cargo del precio que perciben las empresas productoras, del costo del gas importado de Bolivia y del costo del GNL importado y regasificado", detalla el informe técnico.
Señala también que para este se estima que la demanda prioritaria alcanzará los 14.254 MMm3 distribuidos en 5.329 MMm3 entre enero a abril y de octubre a diciembre, y 8.926 MMm3 para el periodo invernal de mayo a septiembre.
Por su parte, la demanda total de gas natural abastecida se estima en los 46.579 MMm3 llegando a los 24.114 MMm3 en el período estival y a los 22.466 MMm3 en el invernal.
Del volumen total, la producción para abastecer la demanda interna aportará 38.4554 MMm3, lo que representa el 82% de la oferta total; el gas importado de origen boliviano aportará 4.450 MMm3, representando el 10%, y para completar el abastecimiento total, se requerirá GNL importado equivalente a 3.674 MMm3 que implica el 8% de la oferta total.
Para los meses de la temporada estival el aporte del gas nacional cubrirá en promedio el 90% de la demanda total con 21.687 MMm3, y el Importado de origen boliviano el 10% restante, aportando 2.400 MMm3.
Por su parte, en la temporada invernal, el gas nacional representará 74% con 16.768 MMm3, se importarán 2.050 MMm3 de Bolivia que cubrirá el 9% de la demanda, y se requerirá importar 3.674 MMm3 equivalentes de GNL para cubrir el 17% restante. Se estima además que el Plan Gas.Ar aportará 25.155 MMm3.
Con esa composición por origen del total de gas necesario para abastecer la demanda este año, el Gobierno calcula que el costo total alcanzará los u$s2.059 millones.
Al tener en cuenta las necesidades de reducir los gastos en dólares y la falta de producción local, la Secretaría de Energía estima necesario que se generen incentivos de inversión a la exploración y producción de gas natural doméstico por motivos económicos y financieros y a los fines de satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país generando certidumbre de largo plazo en los sectores de producción y distribución.
Ante la caída de la producción y la inversión que inexorablemente derivan en salida de divisas y pérdida del autoabastecimiento, el esquema resumidamente propone:
1. Convoca a productores de gas a adherir a un compromiso de inversión e inyección para abastecer a la demanda prioritaria.
2. Convoca a distribuidoras y subdistribuidoras a concurrir al mercado ofrecido por los productores por los volúmenes de inyección comprometidos.
3. El precio de intercambio de los volúmenes de gas surge de los precios ofertados, los que se reflejarán en contratos entre productores y distribuidoras.
4. Ese precio contractual será igual al ofertado menos una porción del mismo que absorberá (y pagará a los productores firmantes) el Estado Nacional.
5. De este modo se cumplen los dos objetivos señalados arriba: se ofrece a la producción un precio incentivo y, a la vez, se protege al consumidor del precio del gas promocional.
Según el informe técnico, esto hace que el mercado compita libremente por abastecer a dicha demanda, "lo que favorece la reducción de precios, generándose un entorno de previsibilidad de precio y plazo contractual a los productores, en el que se premia al más eficiente en costos otorgando prioridad de asignación de despacho y de exportación".
Al mismo tiempo estimula a un sector que estaba virtualmente estancado (por la pandemia y por los precios decrecientes), fomenta el trabajo, reactiva las economías regionales, el empleo de las Pymes y empresas de servicios y el agregado de valor en el entramado productivo.
En línea con ello, permite armonizar la situación entre el precio necesario que fomenta inversiones (localmente más competitivas que las importaciones), junto con una especial consideración a la tarifa que puede afrontar el usuario final residencial.
De acuerdo con los datos expuestos, el costo total del esquema para el 2021 se estima en el orden de los $87.147 millones, considerando cada mes de inyección de enero a diciembre.
De acuerdo a las zonas a abastecer, este costo se divide entre IEASA y las compensaciones a emitir desde la Secretaría de Energía en el orden del 42 y 58% respectivamente.