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OPINIÓN

Scibona: Devaluación altera precios y tarifas del gas

ENERNEWS/MINING PRESS/La Nación

NESTOR SCIBONA

El "aplanamiento" de las facturas residenciales es parte de un ovillo que incluye parches y cambios en la política para el sector energético.

recios en dólares más bajos que los previstos hace un año y tarifas en pesos mucho más altas podrían ser una síntesis incompleta de las perspectivas del gas natural tras la maxidevaluación de 2018, sin incluir la escalada cambiaria de las dos últimas semanas de marzo ni de las tasas de interés para tratar de estabilizar el mercado hasta que repunte la oferta de divisas.

Este cuadro de situación no es una buena noticia para los 7 millones de usuarios residenciales y pequeños comercios; ni mucho menos para el oficialismo en el año electoral, cuando el bolsillo suele determinar la intención de voto. De ahí que, a instancias de sus socios en Cambiemos, el Gobierno haya dispuesto finalmente escalonar en tres meses el aumento tarifario de 29% que regirá para el semestre abril-septiembre. Y, simultáneamente, atenuar su impacto sobre la factura final en el pico de mayor consumo invernal mediante el anunciado "diferimiento estacional", que a partir de junio restará 22% del ajuste y lo aplanará hasta septiembre.

La diferencia deberá abonarse después de las elecciones -entre diciembre y marzo-, en cuatro pagos extra que se sumarán cada mes a las facturas del verano, habitualmente alivianadas porque los volúmenes de gas consumidos bajan entre 40% y 50% en promedio. Pese a la postergación de aquella parte, el ajuste tarifario acumulado en abril y mayo será de 20% con respecto a marzo de este año. No es, evidentemente, un esquema fácil de entender para buena parte de los consumidores. Otra novedad es que, a partir de junio, las facturas (a pagar en julio) pasarán a ser mensuales en vez de bimestrales, aunque ya están divididas en dos pagos con un mes de diferencia. También se da por descontado que el próximo ajuste semestral de tarifas de octubre se trasladará a diciembre, con un efecto retroactivo que además sumaría estos diferimientos.

Este mecanismo de "aplanamiento" de las facturas (no confundir con tarifas) incluye cargos fijos e impuestos y no implica una quita. Lo que se deja de pagar de gas en este invierno se agregará a las facturas del próximo verano. Es como si los consumidores emitieran cheques de pago diferido para cada uno de esos meses a fin de completar el monto adeudado. Con las actuales tasas de interés, el costo financiero será cubierto por el Estado, a través de subsidios al transporte y distribución de gas natural en todo el país ($2500 millones) por el diferimiento del aumento y a las petroleras por la postergación del cobro de las ventas de gas ($2000 millones). El ente regulador (Enargas) deberá determinar la tasa aplicable hasta febrero, que se supone será la Badlar (hoy en torno de 44% anual) más un plus a definir. 

De todos modos, esa suma de $4500 millones resulta ínfima dentro del total de casi $210.000 millones (equivalentes a US$4800 millones) presupuestados para este año en subsidios a la energía. Si bien en 2018 habían bajado otro 21% en dólares (a US$7015 millones), con la crisis cambiaria se incrementaron 45% en pesos (a $198.000 millones), según la ASAP. De ese total, 55% correspondió a Cammesa (la operadora mayorista que vende gas subsidiado a las usinas térmicas) y 28% a IEASA (ex-Enarsa) por importaciones de gas natural licuado (GNL). 

Aunque sea otra mancha para el tigre de los subsidios, la Casa Rosada considera este parche como un mal menor que la suba de 35% en las tarifas solicitada por las distribuidoras del área metropolitana en la última audiencia pública y cuyo recorte obligó a modificar la cláusula de ajuste por el índice de precios mayoristas de materias primas (IPIM) invocando la situación excepcional que planteó la fuerte devaluación de 2018. 

No fue el único cambio en la estructura de precios de la cadena del gas natural, que representa casi 40% de la factura final y quedó alterada por el shock cambiario e inflacionario de 2018. Pero ese proceso tampoco estuvo exento de mala praxis, tropiezos y restricciones que lo convirtieron en una madeja difícil de desenredar.

Sin ir más lejos, en septiembre, el entonces secretario de Energía Javier Iguacel adoptó la decisión de cortar el sendero ascendente de precios en dólares trazado en 2016 por su antecesor Juan José Aranguren y que llegaba a US$6,80 por millón de BTU (la unidad de medida) a fin de este año. La razón fue que, en 2018, la combinación del aumento de 5% en la producción de gas (principalmente de Vaca Muerta) y el descenso de 12% en el consumo residencial, convirtió a la Argentina en exportador de excedentes de gas durante ocho meses del año y en importador en los otros cuatro de mayor demanda invernal.

Si bien por eso Iguacel pudo reducir en 25% el precio del gas en octubre (de US$5,20 a US$3,93), omitió un detalle: en el semestre previo el dólar había trepado nada menos que 88% y tornaba explosivo el traslado de la devaluación a las tarifas en pesos. De ahí que recurrió a una ley virtualmente olvidada para que fuera prorrateado en 24 cuotas extra a cargo de los consumidores, con actualización e intereses. La rápida derogación de esa medida implicó un costo fiscal de $20.000 millones en bonos de deuda y precipitó la renuncia del funcionario.

Su actual sucesor, Gustavo Lopetegui, en cambio, está recreando un mecanismo de mercado para los precios del gas. En febrero impulsó una subasta inversa en el Mercado Electrónico del Gas (Megsa), donde el 70% del volumen en firme demandado por las distribuidoras fue adjudicado al menor precio ofertado, de US$4,56. El promedio llega a US$ 4,70 con contratos entre privados a 12 meses. Este sistema se repetirá el próximo mes. Para curarse en salud, el Enargas estableció además que el riesgo devaluatorio será asumido por los productores, que deberán utilizar el promedio del Banco Nación de los primeros 15 días del mes previo al comienzo de cada período estacional ($41 en marzo). Sin seguro de cambio, el precio se reduciría a US$4,15.

Otro cambio decidido por Iguacel fue unificar el precio en dólares del gas para todas las categorías de usuarios residenciales y pequeños comercios e industrias, que hasta septiembre abarcaban una decena de valores diferenciales y crecientes según el volumen consumido. Se trata de una medida razonable, ya que el esquema anterior se asemejaba a vender combustibles con precios diferentes para cada marca o modelo de auto.

Sin embargo, también tiene sus bemoles debido al impacto de la devaluación. En un reciente seminario organizado por el CARI, el especialista Alejandro Einstoss explicó que la unificación del precio del gas implicará en abril, con respecto al mismo mes de 2018, subas en pesos de 142% para las categorías de menor consumo (R1 a R23), 81% en las tres siguientes y 54% en la más alta (R34). En cambio, sostuvo que el mecanismo de subastas es una alternativa superadora del vacío normativo anterior, aunque objetó que no incluyeran precios de referencia en un mercado donde el 80% de la oferta de gas está concentrada en cinco empresas productoras.

En la misma reunión, Raúl García (expresidente del Enargas en los 90) afirmó que al gobierno de Macri se le complicó el manejo de la política energética al no resolver los problemas macroeconómicos. Y que para desarrollar exportaciones de GNL en gran escala todavía habría que crear infraestructura por US$15.000 millones. "No se puede exportar GNL interrumpible", enfatizó.

Estas limitaciones, más la necesidad fiscal de recortar subsidios de precios a nuevos proyectos de gas no convencional (como ocurrió este año con Fortín de Piedra, el de mayor suba de producción), hacen que varios especialistas -incluso dentro del Gobierno- otorguen más prioridad al petróleo que al gas en Vaca Muerta. El argumento es que el petróleo podría ser una salida exportadora más rápida, con un break even de US$40 a US$45 por barril de producción local frente a los US$65 del crudo Brent; precios de combustibles desregulados; oleoductos con capacidad ociosa y una infraestructura de transporte menos compleja que los embarques de GNL, que requieren de una planta de licuefacción de grandes volúmenes, en la costa atlántica o en asociación con Chile.

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