Dr. Ing. Raúl Bertero.
Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE), Universidad de Buenos Aires.

Tarifas de gas natural 2019: bajo el signo del dólar, la subasta y los productores

RESUMEN EJECUTIVO

El objetivo de este trabajo es presentar las perspectivas de aumentos tarifarios del año 2019 para los usuarios residenciales de gas natural y cuáles son los factores que influyen sobre los mismos, teniendo especialmente en cuenta los mecanismos vigentes para la introducción en la tarifa de los costos de abastecimiento en el período invernal y el impacto sobre los usuarios del “pass-through” de los precios del gas. 

Composición actual de la tarifa de gas natural de un usuario residencial

En la Figura 1, se muestra la composición actual (febrero 2019) de la tarifa final a un usuario residencial R31 de Metrogas (usuario residencial que consume entre 1001 y 1250 m3 al año) en USD/MMBTU (a la izquierda) y en $/m3 (a la derecha). 

Figura 1. Tarifa de un usuario R31 de Metrogas desde octubre 2018. Fuente: Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).

En forma aproximada, el margen de distribución, el margen de transporte más el gas retenido (el gas que se utiliza en los compresores para movilizar el fluido) y los impuestos, componen cada uno individualmente el 20% de la tarifa, mientras que al precio del gas en boca de pozo corresponde el 40% restante. Es decir que el precio del gas representa casi la mitad de la tarifa siendo además un componente que, como veremos en seguida, tiene un precio fijado en dólares (si bien se mantiene en pesos sin cambios por un periodo de 6 meses). Constituye, por lo tanto, el elemento más importante a la hora de estimar la evolución futura de la tarifa final de un usuario residencial.

Las tarifas de transporte y distribución están reguladas por ENARGAS y sus valores surgen de la Revisión Tarifaria Integral realizada en el año 2016. Su valor (en condiciones normales) se ajusta por el Índice de Precios Mayoristas (IPIM), previa audiencia pública cada seis meses, en abril y octubre.

Por su parte, el precio del gas en boca de pozo debería surgir de contratos celebrados entre las distribuidoras y los productores. La existencia de un mercado competitivo con abundancia de oferentes es condición necesaria para que se establezcan precios de mercado que puedan ser transferidos a los usuarios en un mecanismo conocido como “pass-through”. Más adelante se analizarán cuáles son las condiciones regulatorias necesarias para la existencia de ese mercado competitivo.

En octubre de 2018 se fijó un precio del gas natural para los usuarios residenciales de Metrogas de 3.97 USD/MMBTU, que fue convertido a pesos con un valor del dólar de 37.69 pesos. Por medio de un decreto de fines de 2018, el Poder Ejecutivo estableció que ese valor en pesos se mantiene constante hasta el próximo período estacional (abril 2019), eliminando el efecto de la variación del tipo de cambio sobre las diferencias diarias acumuladas.

Tarifas y precios de gas natural desde la privatización

Para analizar la situación tarifaria actual es conveniente considerar todo el proceso tarifario vivido desde la privatización del sistema gasífero a fines de 1992 hasta la actualidad.

Figura 2. Tarifa final de un usuario residencial R31 de Metrogas en relación con su valor en dólares y con el salario del año 1993. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS y del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).

En la Figura 2 se muestra la evolución de la tarifa final en dólares de un usuario residencial R31 de Metrogas comparada con su valor del año 1993 (en azul) y la evolución de la tarifa final de dicho usuario medida en términos de la capacidad adquisitiva del salario del año 1993 (en rojo). Ambas curvas se separan en la crisis de 2001 debido a la devaluación y el congelamiento tarifario. El posterior crecimiento del poder adquisitivo (ver Figura 3) mientras los márgenes y precios de gas se mantenían congelados llevó las tarifas (incluidos todos los cargos que se fueron creando para el gas importado y las expansiones de transporte) a 1/4 del valor de los años 90 en términos del poder adquisitivo del salario. A partir del nuevo gobierno, en 2016 se produjeron fuertes aumentos tarifarios, multiplicando 7 veces el valor de la tarifa final medida en términos del poder adquisitivo del salario en solo 3 años. Actualmente la tarifa de gas de un usuario residencial es 3 veces mayor en términos de poder adquisitivo que a principios de los años 90.

Es importante analizar este aumento tarifario de acuerdo con la incidencia de sus distintos componentes. En la Figura 3 se muestra la evolución de la tarifa de transporte Neuquén – Bs As en USD/MMBTU desde la privatización hasta la fecha y la evolución del salario mínimo en USD. En ambos casos se puede ver el efecto de la mega-devaluación de 2001. Posteriormente, mientras la tarifa de transporte disminuía en dólares hasta alcanzar 1/7 del valor de los años 90, el salario mínimo en dólares se multiplicaba por 8. 

Figura 3. Evolución de la tarifa de transporte Neuquén-Buenos Aires en USD/MMBTU y del salario mínimo en USD. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS y del INDEC.
Figura 4. Tarifa de Transporte en relación con su valor en dólares y con el salario del año 1993. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS y del INDEC.

Como se muestra en la Figura 4, la tarifa de transporte en términos de poder adquisitivo, después de reducirse en 2016 hasta 1/7 del valor de los años 90, se recuperó en 3 años llegando nuevamente a valores similares a los que existían antes de la crisis de 2001.

Como se puede ver en la figura, la Revisión Tarifaria Integral de 2016 determinó tarifas de transporte por debajo de los valores en dólares de los años 90. Estos valores son, por otra parte, inferiores a los costos actuales de la construcción de nuevos gasoductos en dólares.

El margen de distribución tuvo una evolución similar al de la tarifa de transporte, de modo que el aumento sustancial de la tarifa final mostrado en la Figura 2 se origina fundamentalmente en el aumento del precio del gas en boca de pozo en relación con su valor de los años 90, tal como se indica en la Figura 5. 

Conforme se advierte de dicha figura, el precio del gas natural pagado por los usuarios residenciales disminuyó tanto en dólares como en términos de poder adquisitivo hasta alcanzar en 2013 menos de 1/6 de los valores de los años 90. Esto dio origen a una constante caída de reservas, pérdida del autoabastecimiento energético y la necesidad de importar gas natural licuado (GNL) a precios decenas de veces más elevados que lo que se pagaba por al gas nacional.

Luego de un primer aumento en 2013, en 2016 comienza un proceso de incremento sustancial del precio del gas en boca de pozo. En términos de poder adquisitivo, el precio del gas es actualmente casi 5 veces más caro que lo que le costaba al usuario en 1993.

Figura 5. Precio del gas natural en relación con su valor en dólares y con el salario del año 1993. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS y del INDEC.

Comparando la Figura 4 y la Figura 5, se deduce que el precio del gas en boca de pozo es el factor determinante del aumento de la tarifa de gas natural a los usuarios residenciales. Por lo tanto, analizaremos a continuación qué medidas de política energética genuina se pueden desarrollar para que los usuarios paguen el mínimo precio de gas compatible con la seguridad de abastecimiento interno, destinando los subsidios del tesoro nacional solo a los sectores de menores recursos y a los habitantes de las regiones más frías de la Nación.

Estacionalidad y capacidad de transporte de las distribuidoras

Un aspecto esencial del sistema de gas natural está relacionado con la contractualización de la compra de gas natural de las distribuidoras con los productores mediante precios y condiciones de mercado competitivas.

Para estudiar las condiciones para recrear un mercado competitivo para el precio de gas en boca de pozo que deben pagar los usuarios residenciales y comerciales, es necesario analizar la demanda de gas natural, la forma de cubrir dicha demanda y la distribución de la capacidad de transporte firme contratada del sistema argentino.

En la Figura 6 se puede ver la demanda de gas natural residencial-comercial-gas natural comprimido (GNC) (R+P+GNC), industrial y para generación promedio diario de cada mes de 2018 si el gas hubiera estado disponible para su consumo (se incluye el gas combustible asignado a cada tipo de usuario). Se muestra también el abastecimiento potencial de gas natural para 2019, considerando aproximadamente 115 MMm3/d promedio diario mensual disponible de producción nacional inyectado al sistema (el máximo promedio mensual de 2018 fue de 113 MMm3/d) y unos 18 MMm3/d de Bolivia (el máximo promedio mensual de 2018 de Bolivia fue de 19 MMm3/d). 

Figura 6. Demanda de gas natural de 2018 y abastecimiento disponible durante 2019. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS.

Como se puede observar en la Figura 6, el mercado de gas natural por redes consiste de una demanda plana de unos 120 MMm3/d que incluye la demanda residencial, comercial, GNC, industrial y la generación (esta última por fuera del período invernal).

Por el contrario, la demanda invernal adicional de unos 60 MMm3/d promedio mensual máxima en forma de cúpula corresponde a un mercado diferente donde compiten los generadores por el gas natural invernal que pudiera llegar por los gasoductos, el GNL, el fuel oil y el gas oil. 

Resulta determinante para asegurar el mínimo precio para los usuarios compatible con la seguridad de abastecimiento que ambos mercados sean negociados por separado, ya que resulta evidente que tendrán precios marginales muy diferentes.

Por otro lado, es importante tener en cuenta quién dispone de la capacidad de transporte firme del sistema. Como se puede ver en la Figura 7, las distribuidoras compran para sus usuarios (es decir que los usuarios residenciales y comerciales pagan por esa capacidad de transporte) 92 MMm3/d (casi el 70% de la capacidad firme de transporte del sistema). Por su parte, los industriales y comercializadores compran capacidad por 23 MMm3/d y los generadores por 18 MMm3/d, completando los 133 MMm3/d de capacidad firme del sistema de transporte.

Figura 7. Capacidad firme de transporte disponible en 2018. Fuente: Datos del ENARGAS.

Es decir, que la demanda firme (de unos 120 MMm3/d), la capacidad de abastecimiento con producción nacional más Bolivia (Figura 6) y la capacidad de transporte firme del sistema coinciden aproximadamente con el volumen del mercado de gas natural plano que indicamos anteriormente en la Figura 6.

Hasta la crisis de abastecimiento de 2004, las distribuidoras vendían gas y transporte firme a los usuarios industriales, y gas y transporte interrumpible a los generadores. De acuerdo con el Decreto 2731 del 29 de diciembre de 1993, las distribuidoras debían tener contratado el 80% de su suministro de gas natural con contratos de largo plazo (contratos de más de 6 meses de duración según lo definido en el decreto).

El mercado de gas natural (los contratos de gas y de transporte) funcionó de acuerdo con este esquema comercial hasta que la secuela de la crisis de 2001, en términos de retrasos tarifarios, congelamiento y segmentación de precios de gas y el consiguiente faltante de producción de gas nacional, obligaron a cambiar las reglas para adaptarse a una situación no prevista de faltante de gas natural.

Como consecuencia de la necesidad de incrementar el precio de gas natural que recibían los productores sin afectar las tarifas de la demanda prioritaria, mediante el Decreto 181 del 13 de febrero de 2004 y su reglamentación mediante Resolución 752/2005 de la Secretaría de Energía comenzó a regir el llamado “unbundling” obligatorio. Se estableció en esa resolución que los usuarios industriales (aún con transporte provisto por la distribuidora) debían comprar obligatoriamente el gas natural directamente a los productores.

En un sistema donde las distribuidoras compran gas solamente para sus usuarios residenciales y comerciales, las mismas carecen de incentivos económicos para contratar el gas al precio más bajo posible, ya que el precio de compra es transferido automáticamente a los usuarios bajo el régimen conocido como “pass-through” del gas. 

Por otro lado, si las distribuidoras pudieran incluir a los usuarios industriales que así lo quisieran en su compra de gas (lo que en general significaría también una mejora para los usuarios industriales al diversificar sus proveedores potenciales), las distribuidoras tendrían un incentivo para comprar gas a menores precios de tal forma de competir en el mercado secundario con mejores resultados económicos. 

Se deduce de lo anteriormente expuesto que resulta conveniente que la regulación vuelva a poner en práctica el sistema original donde la compra de gas en forma directa por los industriales es optativo y no obligatorio, aumentando de esta manera la competitividad del mercado.

En la situación actual, ya normalizada la situación tarifaria de las distribuidoras luego de la revisión tarifaria integral de 2016, la distribuidora debería vender su gas y transporte en el mercado secundario en forma transparente bajo el sistema de incentivos del marco regulatorio. De esta forma, los eventuales beneficios adicionales que obtenga de esta optimización del sistema podrían compartirse (mediante un ajuste del factor de carga) con los usuarios residenciales y comerciales en la siguiente revisión tarifaria, tal como lo establece el sistema de incentivos de nuestra regulación.

Del análisis precedente surgen tres conclusiones importantes en relación con el mercado de gas en boca de pozo. El sistema óptimo se basa en: a) un mercado de contratos de gas en boca de pozo plano de varios años de duración con las distribuidoras, dando certeza a los productores de una producción constante que permita financiar las inversiones necesarias con mínimo costo para los usuarios; b) permitir a las distribuidoras participar en el mercado secundario de gas y transporte compitiendo con las ventas a los generadores fuera del período invernal; y c) separar este mercado plano de las distribuidoras del mercado invernal donde los generadores compiten por el gas que puede llegar por gasoductos, el GNL, el fuel oil y el gasoil. 

El precio del gas natural y la subasta 2019

La Secretaría de Energía ha implementado una subasta a desarrollarse en el Mercado Electrónico de Gas S.A. (MEGSA) en febrero de 2019, de tal manera que el precio de gas en boca de pozo surja de la competencia entre productores para abastecer la demanda de las distribuidoras.

Si se evita la colusión de empresas y se asegura que el producto puesto en subasta maximiza la competencia de todos los productores (grandes y chicos) en igualdad de condiciones, el sistema de subastas es una herramienta útil para generar un mercado competitivo.

En principio, una de las decisiones de la Secretaría de Energía en relación con la subasta podría no resultar la más adecuada para asegurar el mínimo precio para los usuarios residenciales compatible con la seguridad de abastecimiento. La Secretaría de Energía decidió que el producto puesto a subasta no sea de carácter plano, sino que prefirió una compra estacional por las distribuidoras: por cada m3 de verano, los productores deben ofrecer 2.5 m3 de invierno (Figura 8). La forma escalonada de la subasta podría significar un precio más alto para los usuarios, ya que tiende a promediar precios de verano más bajos con precios de invierno más altos y disminuye la competitividad, en tanto no todos los productores pueden hacer ofertas escalonadas con la misma facilidad.

Figura 8. Volúmenes a ser ofertados en la subasta con escalón para el período invernal.

Llegados a este punto, surge la pregunta: ¿cuál es el precio del gas en boca de pozo? Existe un antecedente reciente en la subasta de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) realizada en el MEGSA el 27 de diciembre de 2018 de gas interrumpible para generación eléctrica para el año 2019 que podría tomarse como referencia para contestar esa pregunta.

En dicha subasta, el precio promedio ponderado (PPP) desde la Cuenca Neuquina para verano resultó de 3.20 USD/MMBTU, mientras que el PPP de invierno fue de 4.28 USD/MMBTU. La diferencia entre precio de verano y de invierno refleja la expectativa de los productores de la relación oferta/demanda de cada período estacional. 

Estos precios se actualizan mensualmente con el valor del dólar. Por lo tanto, en la subasta actual para residenciales debería sumarse el riesgo cambiario estimado por los productores para los próximos 6 meses. Si bien actualmente ese riesgo parece muy bajo, podría esperarse que, en forma conservadora, los productores asignen a dicho riesgo cambiario un valor del 25% (aumento del dólar promedio entre marzo y octubre). 

Se concluye de este resultado que, si la subasta para usuarios residenciales tuviera como destino el mercado anual dejando el mercado de invierno por fuera de la misma, el precio resultante debería ser del orden de los 4.0 USD/MMBTU (3.2 * 1.25), ya que este es el precio al cual los productores estiman que pueden vender el gas interrumpible para generación (Figura 9). 

Figura 9. Venta de gas interrumpible para generación prevista por los productores para el año 2019 en la subasta de CAMMESA a 3.20 USD/MMBTU.

La subasta con escalón tiende a producir un promedio de los precios verano/invierno que en el caso de la subasta del 27 de diciembre resulta de 4.68 USD/MMBTU [(3.2 + 4.28)/2 *(1.25)].

Surge de lo anterior que, si la subasta siguiera un comportamiento competitivo similar al observado en la subasta de CAMMESA, el precio del gas en boca de pozo para el mercado residencial debería ser aproximadamente igual al actual de 3.97 USD/MMBTU, produciendo un considerable alivio para los consumidores que han venido sufriendo constantes aumentos en su factura de gas en los últimos 3 años. Por otra parte, una disminución del precio del gas en boca de pozo ayudaría a la macroeconomía mediante una baja de la inflación y un aumento del poder adquisitivo de la población de otros bienes y servicios.

El precio del gas natural de Vaca Muerta

La siguiente pregunta es: ¿alcanza este precio de gas natural para desarrollar Vaca Muerta? Para contestar esta pregunta veamos primero la situación de precios que condujo en Estados Unidos al espectacular desarrollo del “shale-gas”. En la Figura 10 se muestra la evolución del precio de gas natural interno de Estados Unidos (Henry Hub) y del precio del gas natural para un usuario residencial R31 de Metrogas. 

Como se puede ver en la figura, el desarrollo inicial del shale-gas en Estados Unidos fue posible por los altos precios del gas natural (del orden de los 7 USD/MMBTU) durante la primera década del siglo XXI. Posteriormente, una vez perfeccionada la tecnología de extracción, el precio del shale gas se estabilizó entre los 3 y 4 USD/MMBTU, del mismo orden que los valores actuales del gas natural para usuarios residenciales en nuestro país.

Figura 10. Evolución del precio de gas Henry Hub de Estados Unidos y el precio pagado por un usuario R31 de Metrogas. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS y de la Energy Information Administration (EIA).

Hacia fines de 2018, en un logro extraordinario de la ingeniería nacional, Tecpetrol en poco más de un año alcanzó niveles de producción de “shale-gas” de 17.5 MMm3/d. El riesgo y la inversión necesaria estuvo respaldada por el compromiso estatal de pagar 7 USD/MMBTU por el gas de Vaca Muerta. Este subsidio cumple el rol del alto precio del gas que permitió el desarrollo de los no convencionales en los Estados Unidos.

Más allá de la discusión legal sobre los compromisos contraídos por el estado nacional, se preveía una baja anual del monto del subsidio de tal forma que el precio del gas de Vaca Muerta confluyera a los valores de mercado en un plazo de aproximadamente cuatro años, tal cual ocurriera en los Estados Unidos.

Teniendo en cuenta que Vaca Muerta es un yacimiento que ha demostrado notables condiciones geológicas en comparación con la mayoría de los yacimientos de Estados Unidos y la sobresaliente capacidad de la ingeniería nacional, es posible esperar que su precio alcance valores del orden de los 3 USD/MMTU en muy poco tiempo. Mientras tanto, podría habilitarse la exportación del gas excedente a Chile solo para el gas producido en Vaca Muerta. Este mercado, con un precio de referencia de GNL de 7 MMm3/d, permitiría financiar el desarrollo del shale-gas, minimizando el subsidio estatal.

Como se puede ver en la Figura 11, el precio del gas en Estados Unidos (Henry Hub) se separa del precio del GNL en 2009 como consecuencia de la revolución del “shale-gas”. La diferencia de precios con el mercado europeo de GNL (medido por el TTF, “Tile Transfer Facility” de Holanda, muy similar al NBP “National Balancing Point” del Reino Unido) y el mercado de GNL de Japón posibilitó la generación de numerosos proyectos de licuefacción en Estados Unidos, que se convertirá en breve en un gran exportador de gas natural.

Teniendo en cuenta costos de licuefacción del orden de los 3 USD/MMBTU, de transporte al mercado europeo de 1 USD/MMBTU y de 3 USD/MMBTU del gas de producción local, Estados Unidos podría alcanzar el mercado europeo con un precio de GNL de 7 USD/MMBTU. Resulta evidente que para que Argentina compita en ese mercado el precio del gas en boca de pozo en nuestro país debería estar por debajo de los 3 USD/MMBTU.

Figura 11. Precios mensuales de GNL en Europa y Japón y del Henry Hub (precio interno de Estados Unidos). Fuente: Elaboración propia en base a datos del Banco Mundial.

En los últimos tres años, la compra de GNL para Argentina por parte de Integración Energética Argentina S.A. (IEASA, ex ENARSA), tanto para la regasificación en Escobar como en Bahía Blanca, tuvo precios muy similares a los mostrados en la Figura 11 para el TTF de Holanda. 

YPF ha anunciado la compra de una barcaza para licuefaccionar 2.5 MMm3/d de gas natural que estaría operativa en los primeros meses de 2019. Suponiendo que el GNL resultante sea utilizado para sustituir importaciones de GNL, actualmente con un precio de unos 7 USD/MMBTU, considerando un costo de transporte de 1 USD/MMBTU y un costo de licuefacción de 3 USD/MMBTU, se desprende que también YPF está visualizando un precio de gas en boca de pozo del orden de los 3 USD/MMBTU.

Conclusiones: aumentos tarifarios de gas natural en 2019

El aumento de la tarifa final estará compuesto por el aumento de las tarifas de transporte y distribución, regidas por el IPIM de los últimos 6 meses (estimado en este trabajo en un 28%), y el aumento en el precio del gas en boca de pozo. Este último depende del valor del dólar en la primera quincena de marzo de 2019 y del resultado de la subasta de gas natural a realizarse en febrero. 

El resultado de ese cálculo se indica en la Figura 12, y en forma aproximada resulta en un aumento tarifario que puede estimarse como el promedio del incremento del IPIM y del aumento del precio del gas en boca de pozo respecto de su valor actual en la tarifa residencial, cercano a los 4 USD/MMBTU.

Figura 12. Aumento porcentual de la tarifa final de usuarios residenciales en función del precio del gas en boca de pozo y del valor del dólar.

En relación con el valor del dólar, el piso de la banda de no intervención establecido por el Banco Central para el 1 de marzo de 2019 es de 38.64 $/USD y el techo de 50.01 $/USD. En las condiciones actuales parece más probable que en los primeros días de marzo el dólar permanezca en valores cercanos al piso de la banda.

Por lo tanto, a partir de los análisis realizados con anterioridad, si la subasta se produjera en las mejores condiciones de competencia llevando a precios de gas en boca de pozo del orden de los 4.0 USD/MMBTU, los usuarios deberían tener aumentos en sus tarifas finales del orden del 10%, es decir sustancialmente menores que la inflación de los últimos 6 meses.

Por el contrario, dada la forma de realizar la subasta con una compra estacional por las distribuidoras, mezclando el mercado plano con el mercado de gas invernal, es esperable un precio más alto para los usuarios, ya que tiende a promediar precios de verano más bajos con precios de invierno más altos, disminuyendo la competitividad, en tanto no todos los productores pueden hacer ofertas escalonadas con la misma facilidad.

En estas condiciones es esperable un precio de gas del orden de los 4.7 USD/MMBTU, que con el dólar estable implica un aumento tarifario para los usuarios residenciales en abril del orden del 25%.

Por otra parte, hay que señalar que el aumento de la tarifa en octubre tomará como referencia el valor obtenido en la subasta de febrero, pero con el valor del dólar de octubre.

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