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Ing. GERARDO RABINOVICHIng. GERARDO RABINOVICH
Análisis de la Situación de Precios y Tarifas de los
Servicios Públicos de Gas Natural y Electricidad
Buenos Aires, 4 noviembre 2009
Índice
1 Introducción
2 Principios Tarifarios y Mecanismos de Formación de Precios
3 Emergencia Económica y Nuevos Mecanismos de Formación de Precios
4 Costo de Abastecimiento
5 VAD
6 Conclusiones
Introducción
Tarifa
Costo de Abastecimiento
Valor Agregado de Distribucion
Factura Usuario Final = Tarifa * Q + Tasas e Impuestos
Principios TarifariosMarcos Regulatorios de la electricidad y del gas natural ‐ Leyes 24.065 y 24.076 ‐ 1992
Las empresas reguladas de transporte y distribución tienen derecho a tarifas justas y razonables, respetan los siguientes principios:
a)satisfacer los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una tasa de retorno; b)tener en cuenta las diferencias razonables entre distintos tipos de servicios: forma de prestación, ubicación geográfica, etc.; c)Incluir un término representativo de los costos de abastecimiento :d)asegurar el mínimo costo razonable para los usuarios compatible con la seguridad del abastecimiento.:e)posibilitar una razonable tasa de rentabilidad, cuando operen con eficiencia y eficacia operativa, similar a actividades de riesgo comparables f)Estas tarifas debían tener una vigencia de 5 anos y luego ser objeto de la Revisión Tarifaria
Principios Tarifarios
En el caso del abastecimiento de energía eléctrica, los generadores deben ser remunerados por la energía vendida, conforme a un procedimiento de despacho horario, determinado en base a oferta libre de precios fijando el precio spot horario;
La excepción son los generadores propiedad del Estado Nacional, que solo pueden recuperar sus costos de O&M (Nucleares e Hidroeléctricas Binacionales)
En el caso del abastecimiento del gas natural, el ENARGAS esta autorizado a limitar el traslado de los costos de abastecimiento a los consumidores.
En la jurisdicción nacional nunca tuvo lugar la Revisión Tarifaria de las Distribuidoras de electricidad. En el caso del gas natural el proceso se completó en 1997 y las nuevas tarifas comenzaron a regir en 1998.
Marcos Regulatorios de la electricidad y del gas natural ‐ Leyes 24.065 y 24.076 ‐ 1992
Mecanismos de Formación de Precios
Precios Libres: Mercados Spot y MAT en el sector electrico; Precio de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para el gas natural
Costo de Abastecimiento
Precios Regulados T&D:Costos de O&M, Costos ComercialesCostos de CapitalRentabilidadRevisiones Tarifarias Quinquenales
Valor Agregado de Distribucion
FNEIVATasas y cargos
Impuestos
Renegociación de Contratos
El 6 de enero de 2002 se sanciona la ley de emergencia publica y reforma del régimen cambiario, que se mantiene vigente desde entonces y por ahora hasta el 31/12/2009.
Esta norma faculta al PEN a:a)regular, transitoriamente, los precios de insumos, bienes y servicios críticos, a fin de proteger los derechos de los usuarios y consumidores, de la eventual distorsión de los mercados o de acciones de naturaleza monopólica u oligopólica,b)renegociar los contratos de servicios públicos bajo los siguientes criterios:
1) el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de los ingresos;
2) la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente;
3) el interés de los usuarios y la accesibilidad de los servicios; 4) la seguridad de los sistemas comprendidos; y5) la rentabilidad de las empresas
Nuevos Mecanismos de Formación de Precios
Costo de Abastecimiento
Electricidad
Resolución 240/2003: Despacho eléctrico con disponibilidad infinita de gas natural, precio tope 120 $/MWh;Sobrecostos Transitorios de Despacho:Creación del FONINVEMEM Resolución 712/2004;Energía Plus;Contratos de Abastecimiento Res 220/06Resolución 1434/2004;
Gas NaturalDecreto 180/04:Decreto 181/2004Acuerdo de Precios con los Productores de Gas ;Gas Plus
Costo de Abastecimiento – Energía Eléctrica
En 2008 y hasta agosto 2009 ingresó nueva generación por 2.666 MW, luego de un período casi inactivo en esta materia:
i) Turbinas a Gas Ciclo Abierto: 80%;ii) Motores Diesel: 15%;iii) Motores a Gas: 3%iv) Hidroelectricidad: 2%
Empresas:ENARSA: 542 MW, 20% del total, Contratos de Abastecimiento, Resolución 220/2007, Programas Energía Distribuida I y II.FONINVEMEM: 1112 MW, 40% del total;SERVICIO ENERGIA PLUS: 384 MW, 14% del totalAUTOGENERACION y OTROS: 628 MW
Mejora la situación de abastecimiento de energía eléctrica, incrementando los costos de generación del MEM.
Costo de Abastecimiento – Energía Eléctrica
Incremento del Precio Monómico Medio Anual siguiendo el aumento de los precios internacionales del petróleo y combustibles líquidos
Costo de Abastecimiento – Energía Eléctrica
Impacto de la crisis del gas natural y del aumento de los precios internacionales del petróleo sobre los costos de generación de energía eléctrica en 2008.
Costo de Abastecimiento – Energía Eléctrica
A partir del año 2006 se acentúa el ritmo de incremento en los costos de Generación, como consecuencia de:
a) Mayor utilización de combustibles líquidos en reemplazo de gas natural;
b) Incremento de los precios internacionales del petróleo;
c) Se comienzan a instalar TG Ciclo Abierto y Grupos Diesel, potenciando aún más el consumo de combustibles líquidos
El desfasaje entre costo de generación e ingresos por compra de energía obligó en la ley de Presupuesto del año 2008 a transferir al Fondo de Estabilización como Aporte No Reintegrable 22 mil millones de pesos, como producto del déficit acumulado desde el año 2004 hasta Abril de 2009.
El Presupuesto Nacional prevé seguir compensando este déficit hasta fines de 2009, y probablemente durante todo el 2010.
Costo de Abastecimiento – Energía Eléctrica
Nuevos Mecanismos de Formación de PreciosA partir del año 2002, se suspendió el “pass‐throug” para los Costos de Generación del MEM , mecanismo que fue reemplazado por la Resolución 1434/2004, mediante la cual se fijaron los precios sancionados a ser pagados por las empresas Distribuidoras.
Mediante la Resolución 1169/2008, suspendida el invierno pasado y ahora nuevamente en vigencia, se sancionan nuevos precios en el MEM, que alcanza ahora a clientes Residenciales, con consumos mayores a 1000 kWh/bim.
Costo de Abastecimiento – Energía Eléctrica
0
50
100
150
200
250
ene‐06
abr‐06
jul‐06
oct‐06
ene‐07
abr‐07
jul‐07
oct‐07
ene‐08
abr‐08
jul‐08
oct‐08
ene‐09
abr‐09
jul‐09
PMMR
PEST
PSAN
$/MW
Evolución de precios en el MEM 2006‐2009
SUBSIDIOS
PMMR: Precio Medio Monómico Real; PEST: Precio Estacional; PSAN: Precio Sancionado
Costo de Abastecimiento – Energía Eléctrica
Resolución 1169/2008
Mayor segmentación del mercado:
Usuarios Residenciales: > 1000 kWh /bimestre – no tienen aumento 31,10 $/MWh;1000 > kWh > 1400 – costo energía 61,10 $/MWh;1400 > kWh > 2800 – costo energía 90,10 $/MWh;
< 2800 kWh/bimestre – costo energía 150,1 $/MWh;Usuarios Generales:> 4000 kWh /bimestre – no tienen aumento 60,52 $/MWh;< 4000 kWh – costo energía 70,20 $/MWh;Alumbrado Público – no tiene aumentoGrandes Usuarios:> 300 kW – no tienen aumento 70,22 $/MWh;< 300 kW – costo energía 100,30 $/MWh;
Costo de Abastecimiento – Energía Eléctrica
Los resultados de esta nueva segmentación del mercado, y del aumento de precios para un conjunto de usuarios de altos consumos, hacen que el Precio Medio Monómico pagado por la demanda de las Distribuidoras pase de 50,24 $/MWh a 58,2 $/MWh, ello implica un aumento del 15,8%.
Como contrapartida el Precio Medio Monómico Real promedio del año 2008 fue de 168 $/MWh.
Suponiendo que toda la demanda sin contrato paga el precio sancionado, y siendo esta en el año 2008 de 85.900 GWh, la diferencia fue de 10.100 millones de $. En el año 2007 esta diferencia fue de 6.000 millones de $.
Este sistema es claramente divergente: tiende a agravarse con eltranscurso del tiempo.
Valor Agregado de Distribución Energía Eléctrica
El PEN ratifica Actas de Acuerdo de la Renegociación Contractual a partir de febrero 2007 para Distribuidoras de electricidad de jurisdicción nacional.
Régimen Tarifario de Transición: aumento del 23% sobre los costos propios de producción, con impacto que no supere el 15% de la tarifa media. Distribuidoras de Electricidad jurisdicción nacional.
Residenciales T1R1 y T1 R2: no tienen aumentos;Generales: CFijo: 50%, CVariable: 30%;Alumbrado Público: 16%;Grandes Usuarios: Cargos por potencia fuera de pico – 63%;
Cargos por potencia pico – 19% a 50%;Energía: 8%
Valor Agregado de Distribución Energía Eléctrica
A partir de Julio 2008, se sancionan nuevos aumentos tarifarios sobre VAD que reconoce incrementos de precios en la economía con impacto sobre los costos del servicio (esencialmente salarios);
Estos aumentos ya alcanzan a los usuarios Residenciales según una nueva segmentación:
a) > 650 kWh /bimestre – no tienen aumento;b) 650 > kWh > 800 – promedio 10%;c) 800 > kWh > 900 – promedio 15%;d) 900 > kWh > 1000 – promedio 20%;e) 1000 > kWh > 1200 – promedio 25%;f) < 1200 kWh – promedio 30%;g) Generales y Grandes Usuarios – promedio 10%
Se pospone la Revisión Tarifaria Integral (RTI) a Febrero de 2009, actualmente no existe una fecha oficialmente fijada, pero la fecha objetivo sería Febrero 2010.
Valor Agregado de Distribución Energía Eléctrica
Variación de los Cargos Tarifarios Julio 2008
Valor Agregado de Distribución Energía Eléctrica
De acuerdo al Observatorio Económico del Instituto Argentino de la Energía, los Balances de las empresas de Distribución de Energía Eléctrica al 31/12/2008, muestran resultados netos positivos para EDENOR y EDESUR., y negativos en el caso de EDELAP (penalidades) y EDEMSA (pasivos financieros).
Los resultados positivos, de acuerdo a este Informe, no son suficiente para recuperar los costos del capital invertido en la prestación del servicio
El costo por depreciación de los “bienes destinados al servicio” se encuentra devaluado (suspendido el ajuste por inflación desde el año 2005); toda vez, que esta calculado sobre un valor de los Bienes de Uso alejado de la realidad económica. Se tributa sobre bases distorsionadas.
Costo de Abastecimiento – Gas Natural
Balance Energía Primaria en Argentina 2006Coal and Peat
Crude Oil
Natural Gas
Nuclear
Hydro
CombustibleRenewables and WasteFuente: Agencia Internacional de la Energía (IEA)
45%43%
2%4% 3%
El Gas Natural representa el 45% de la Oferta Total de Energía Primaria de la Argentina, de donde radica la importancia de esta fuente de energía para nuestro país.
Costo de Abastecimiento – Gas Natural
La caída continua de las reservas de gas natural, pone en peligro el abastecimiento desde yacimientos propios, y es una de las causasprincipales, junto con la falta de inversión en infraestructura, de la definición que hemos dado a la crisis energética, como una crisis de carácter estructural.
Reservas Probadas de Gas Natural República Argentina 1970-2008
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
900.000
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Mill
ones
de
m3
Costo de Abastecimiento – Gas Natural
Como continuidad lógica en la caída de las reservas, la producción de gas natural se estanca a partir del 2004 en un nivel cercano a los 50 mil millones de m3, con tendencia levemente decreciente.
Producción de Gas Natural República Argentina 1970-2008
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Mill
ones
de
m3
A partir de 2004 se renueva la importación de gas natural desde Bolivia.En 2008, comienza la compra de GNL Spot. En ese año Argentina vuelve a ser importadora neta de gas natural.
Costo de Abastecimiento – Gas Natural
La normativa de Fondo para hacer frente a esta situación son el Decreto 180/2004:
a) establece el Régimen de Inversiones de Infraestructura Básica de Gas durante el Proceso de Normalización del Servicio Público. Creación del Fondo Fiduciario para atender las inversiones en infraestructura de Transporte y Distribución
b) crea del Mercado Electrónico de Gas, definiendo el funcionamiento y obligaciones asociadas a dicho mercado y
c) define las medidas para mejorar la eficiencia asignativa en la industria del gas. Segmentación del mercado, los Grandes Usuarios deben dejar de ser clientes de las Distribuidoras en la compra del gas natural.
y el Decreto 181/2004, que autoriza a la Secretaría de Energía a cerrar acuerdos provisorios con los productores de gas natural.
El 1º de Enero de 2005, los Distribuidores dejan de comprar gas natural para los Grandes Usuarios, los que pasan a negociar su abastecimiento con los
d t l té i d l A d d N li ió
Costo de Abastecimiento – Gas Natural
El resultado de estas medidas en materia de costos de abastecimiento en el año 2008, y estimaciones para el presente año:
Precios de Importación gas de Bolivia para Argentina
PRECIOS IMPORTACION DE GAS DE BOLIVIA EN FRONTERA
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
Jan-02
May-02
Sep-02
Jan-03
May-03
Sep-03
Jan-04
May-04
Sep-04
Jan-05
May-05
Sep-05
Jan-06
May-06
Sep-06
Jan-07
May-07
Sep-07
Jan-08
May-08
Sep-08
US$/MMBTU
Fuente: “Suministro de Gas Natural de Corto Plazo”, Daniel Gerold, Abril 2008
Por aplicación de la fórmula de reajuste contractual este precio en 2009 se estima inferior a los 6 u$s/MBtu
Costo de Abastecimiento – Gas Natural
En 2008, las importaciones representaron un 5% del volúmen de gas comercializado pero un 29% del valor total puesto en el mercado
2008 Millones de m3 Miles de u$sAcuerdo Productores 24.282 745.014 Industrial 12.426 940.374 Imp Bolivia 913 197.297 Imp GNL 1.059 514.946 TOTAL 38.679 2.397.631
Peso relativo costo abastecimiento en volumen y valor. Año 2008
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
Acuerdo Productores Industrial Imp Bolivia Imp GNL
Volumen (m3)
Valor (u$s)
Costo de Abastecimiento – Gas Natural
El Decreto 2067 de Octubre 2008 crea el Fondo Fiduciario para atender las importaciones de gas natural y toda inyección que sea requerida para atender la demanda interna.
Precio del gas en el punto de ingreso al sistema de inyección (PIST), para los clientes de METROGAS más cargos adicionales para atender importaciones. El resto de las Distribuidoras tienen precios similares
Tipo de cliente u$s/MbtuR1 0,40R2.1 0,40R2.2 0,40R2.3 0,42R3.1 0,96R3.2 1,55R3.3 2,04R3.4 2,67
Costo de Abastecimiento – Gas Natural
El costo de abastecimiento promedio en el año 2008 fue de 1,7 u$s/MBtu, para el presente año se estima un costo promedio de abastecimiento de 1,2 u$s/MBtu. El problema se presenta en la distribución de este costo de abastecimiento entre los distintos usuarios
Existen intenciones de elevar el precio que pagan las Usinas Eléctricas mínimo de 1,89 u$s/MBtu para los productores de Santa Cruz, hasta 2,14 u$s/MBtu para los productores de Neuquén, modificando el actual Acuerdo de Precios con los Productores.
Valor Agregado de Distribución – Gas Natural
Se avanzó muy poco en este aspecto con las empresas Distribuidoras y Transportistas de Gas Natural.
A diferencia del sector eléctrico, en el año 1997 las empresas de Transporte y Distribución de Gas Natural tuvieron la Revisión Tarifaria Quinquenal.
Gas BAN ha tenido aumento de sus tarifas en el año 2008 como consecuencia del proceso de Renegociación, accediendo a un Régimen Transitorio con un incremento del 25% sobre la Tarifa de Distribución.
El estudio realizado por el Observatorio de Empresas de Energía del IAE muestra que, de acuerdo al Balance al cierre del 2008, las empresas analizadas (Gas BAN, Metrogas y Camuzzi Pampeana) presentan resultados operativos positivos, pero las empresas trabajan con rentabilidades insuficientes para cubrir los costos de capital propio.
Conclusiones
Los principios tarifarios establecidos en los Marcos Regulatorios no son aplicados, y no resulta previsible que esta situación se revierta en el mediano plazo. Se requiere una profunda revisión de los mecanismos de formación de precios de la energía y su traslado a tarifas.
Las restricciones que fueron fijadas para los generadores de electricidad pertenecientes al Estado Nacional no parecen ser de aplicación en la situación actual y también deben ser objeto de profunda reflexión.
La solución que se adopte deberá ser fruto de un amplio consenso entre los sectores de la economía, los consumidores particulares y el Gobierno y deberá formar parte de una nueva legislación a ser aprobada en el Congreso.
La brecha existente entre costos de abastecimiento y su pase a tarifas a usuarios finales es muy grande, y la tendencia es que siga creciendo en el corto plazo. La segmentación de los mercados no parece ser una solución adecuada para ir cerrando esta brecha y está en el origen de injustas situaciones sociales
Conclusiones
El desfasaje entre los costos de generación y lo que paga la demanda ha tenido un costo aproximado de 30.000 millones de $ entre 2003 y fines de este año. Este costo será cubierto por Aportes No Reintegrables del Tesoro Nacional (subsidios generalizados).
Las empresas prestadoras de servicios públicos (TyD) operan con resultados operativos positivos, pero sin rentabilidad y con una baja tasa de inversión.
La política tarifaria de los servicios públicos de electricidad y gas natural y la solución de los graves desequilibrios generados por políticas inadecuadas están en el centro de las preocupaciones para encontrar soluciones a la crisis energética estructural que afecta a nuestro país. Sus implicancias ya se proyectan sobre la evolución general de la economía.
Este es el desafío de la nueva política energética que la Argentina debe elaborar a partir de los consensos ya alcanzados.
