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Medidas en el Sector Energético para
superar la Crisis de Desabastecimiento
Raúl E. García
Buenos Aires, Septiembre de 2004
Para reconducir el proceso de crecimiento de la
infraestructura y el servicio,
Primero hay que tener un buen diagnóstico del: desde
dónde partimos
- Casi estamos como en los inicios de los 90´s en cuanto
al problema a resolver: la infraestructura – y su
correspondiente inversión- que nunca alcanza para
satisfacer la demanda a precios distorsionados – nivel y
estructura relativa- (problema de asignación de recursos
que se profundiza con el tiempo y da continuidad a la
crisis )
- Con diferencias importantes respecto de esa década:
• Los actores con diferentes roles (relevancia del sector
privado en la provisión de los servicios);
• Problemas de credibilidad para atraer inversiones (sin
renegociación de la deuda externa, renegociación de
contratos atrasada, entre otros)
• Las fuentes de la falta de atención del servicio fueron
diferentes
La Crisis de Abastecimiento
Hubo aspectos que:
- Prepararon el terreno para su ocurrencia
• La caída de la actividad económica antes y durante
la crisis (caída de la inversión voluntaria en todos
los eslabones de la cadena)
• La demora e indefinición respecto de la
renegociación contractual (2 años y 8 meses luego
de la LE)
 Detuvo el impulso inversor (impacto sobre la oferta
de LP)
La Crisis de Abastecimiento
• Fuerte distorsión de los precios relativos del gas y
de la electricidad (vs. Combustibles líquidos y otros
precios de la economía)

Incremento de la demanda de gas
• Incertidumbre sobre el modelo institucional para el
desarrollo de la infraestructura (impacto sobre la
oferta de LP)
La Crisis de Abastecimiento
- Anticiparon su advenimiento.
• Disminución de la generación hídrica
• Recuperación de la actividad económica
• Crecimiento de las exportaciones
Las medidas y las señales
 Las medidas :
• Sendero de precios del gas
• Importación de Energía (Gas de Bolivia, FO de
Venezuela y EE de Brasil)
• Reducción Exportaciones de Gas
• MEG
• Renegociación de Contratos
• Enarsa
• Fondos Fiduciarios de Inversión
• Ley de Servicios Públicos
La Crisis de Abastecimiento
 Las señales
Son de un Modelo Híbrido, con:
• Mayor intervención directa del gobierno en las
decisiones propias de las empresa (Inversiones,
precios y tarifas)
• Conflicto de roles con el sector privado y en el
ámbito institucional

Enarsa y las empresas privadas

Disminución de la competencia del Enargas
La Crisis de Abastecimiento
•
Mayor componente político-social en la definición de las
tarifas
•
Discrecionalidad en conflicto con transparencia y
automaticidad
•
Cuestionamiento de los marcos regulatorios y la vía de la
regulación contractual
•
Las obligaciones de inversión sin asociación con el
incentivo económico
•
Problemas de eficiencia asignativa y productiva parecen
profundizarse
•
Asociarse al Estado en calidad de inversor para disminuir
riesgos políticos y regulatorios. Hay muchos ejemplos.
Situación Pre-LEP
Escenario Post-LEP
• Precio del gas negociado
libremente
• Precio del gas negociado con
intervención del Estado (Estado,
productores, Gdes.U, Distcos)
• Mercado usuarios poco
segmentado
• Mercado segmentado:
•Mercado de gas concentrado
- Distcos para Usuarios R y P (1-2)aj. Desde ? a dic-06
- Usuarios Ind R208, Usinas,
Nuevos Us.Dir. – aj.precios may04 a jul-05 para grandes usuarios
con by pass
- Viejos Us.Dir.: Renegociación
- Exportaciones: pcio. libre en U$S
¿Precios libres 1/1/07 ?
¿Convergencia segmentos?
Los Decretos 180 y 181/2004
 Dto.181 – Res.MPF 208 – Sendero de Precios
• Esquema de normalización del precio del gas en boca de
pozo y acuerdo con los productores: cronogramas de ajuste
de precios
- Para Usuarios “Industriales”, “Generadores” y “Nuevos
Consumidores Directos” (P3,G,FD,ID,GNC): entre mayo 2004 y
julio 2005
- Para R, P1 y P2: hasta diciembre 2006 (fecha inicial?)
- Además perduran otros 2 segmentos: mercado externo y
“antiguos” usuarios directos
Sendero de Precios de Gas en Boca de
Pozo a Usuarios Industriales R.208
Zona recepción
0.439
0.525
0.525
0.369
0.369
0.369
1/5/04
40%
33%
33%
50%
44%
43%
1/10/04
18%
15%
15%
23%
20%
19%
1/5/05
18%
15%
15%
23%
20%
19%
Valor Ref. Actual
Mayo 2001
Valor Ref. Jul05 (US$/MMBTU)
Precio
Exportación
Valor Ref. Jul05/ Pcio.
Exportación
80%
73%
73%
82%
81%
(US$/MMBTU)
NOA
Neuquina-TGS
Neuquina-TGN
Chubut Sur
Santa Cruz
Tierra del Fuego
Zona recepción
(US$/MMBTU)
NOA
Neuquina-TGS
Neuquina-TGN
Chubut Sur
Santa Cruz
Tierra del Fuego
Sendero de Incrementos (%)
Valor Ref. Actual
Mayo 2001
0.439
0.525
0.525
0.369
0.369
0.369
1.019
1.075
1.075
1.019
0.916
0.897
(US$/MMBTU) (*)
1.276
1.478
1.478
1.110
1.110
1/7/05
18%
15%
15%
23%
20%
19%
Variación
Acumulada
132%
105%
105%
176%
148%
143%
Proyección Comparada
Precios de Gas Usuarios Residenciales y P1-2 vs.
Precios de Gas Usuarios Industriales R.208 vs. Precios de
Exportación/Importación
(*) Precio de exportación de mayo de 2004 neto de retenciones
Los Decretos 180 y 181/2004
 By pass compulsivo
• El Dto. 181 faculta a la SE a determinar las
categorías de usuarios y las fechas a partir de las
cuales las Ditcos no podrán abastecerlos con gas
de sus contratos
• El Dto. 180 permite a las Distcos formar su propio
Comercializador
• El Dto. 181 establece obligaciones de suministro
para los productores para los distintos segmentos
de precios “subsidiados”
Situación Pre-LEP
• Pass through ENARGAS:
-Precio del gas único para
todas las tarifas
Escenario Post-LEP
• Pass through Sec. EnergíaENARGAS:
- Precio del gas segmentado
por tipo de cliente
-Traslado no automático
- Traslado automático de los
precios que se transan ante el
MEG
-Mecanismo de incentivos
compras spot
- Sistema Pass through anterior
para contratos fuera del MEG
Situación Pre-LEP
• Mercado a término con
contratos entre partes
confidenciales
• Mercado spot poco
desarrollado
• Mecanismo de reventa de
capacidad de transporte:
-Escasa utilización
-Precio máximo
Escenario Post-LEP
• MEG
-Difusión de información sobre
contratos y despacho
-Mercado spot diario
“obligatorio” de gas y
transporte
-“Asegurar interacción” entre
oferentes y demandantes
• Reventa de capacidad vía MEG
-Oferta compulsiva de la
capacidad no nominada cada
día
-Precio libre
Situación Pre-LEP
• Estructura tarifaria
distribución
-Tarifas por categoría de
servicio, en función de costos y
tipo de demanda
-Margen de distribución
interrumpible (DI) mucho <
firme: el corte del servicio
depende de la disponibilidad de
transporte  incentivo para los
usuarios directos con servicio
firme a pagar DI
Escenario Post-LEP
• Estructura tarifaria distribución
-Modificación de la estructura
previa, segmentando los ajustes
por “capacidad de pago”
-Aumento margen de DI: para
disminuir el incentivo a que los
usuarios firmes utilicen servicio
interrumpible (free riding)
-Cambio en las tarifas GNC a un
esquema de servicio Firme/
Interrumpible
Situación Pre-LEP
• Financiamiento Expansiones
-Decisiones descentralizadas
-Incentivos a selección de
proyectos eficientes y
reducción de costos de capital
-Criterios incremental (aporte
beneficiarios directos) y roll in
(factor K): se delimitaba casos
aplicables
Escenario Post-LEP
• Financiamiento Expansiones
-Selección de proyectos a cargo
del Estado (SE) – Selección de
proveedores y contratistas
-Fondo fiduciario: separa activos
nuevos
-Repago vía cargos extratarifarios: fuera del esquema de
incentivos
-Financiación a corto plazo (7-8
años) de activos de largo plazo
¿Transitorio?
-Financiación a largo plazo
(vida activos 35/40 años)
Fondo Fiduciario para Expansiones de
Transporte y Distribución de Gas
Comentarios
•
Este sistema difiere de lo concebido en el marco regulatorio:
expansiones las decidía la firma en función de la demanda; si
las tarifas no cubrían la rentabilidad del proyecto, las vías
eran: el aporte adicional de los usuarios involucrados en la
expansión (criterio incremental); la financiación mediante un
incremento tarifario - factor K- (criterio roll in)
•
El esquema de regulación por incentivos buscaba, por un
lado, promover la expansión de los sistemas de transporte y
distribución y ,por otro, generar incentivos para la eficiencia
en la selección de los proyectos y para la reducción de los
costos de inversión
Fondo Fiduciario para Expansiones de
Transporte y Distribución de Gas
Comentarios
•
Esquema planteado:
-
Mayor peso del Estado en las decisiones de inversión y
asignación de recursos
-
Licenciatarias operadoras pero se diluye su
responsabilidad de abastecimiento
•
Si bien está previsto como un mecanismo de financiación de
inversiones necesarias en un período de dificultad de acceso
al crédito para expansiones del sistema, la finalización de la
vigencia del régimen establecido en el decreto es incierta, ya
que depende del cumplimiento de objetivos difusos
•
Afecta el proceso de renegociación
Medidas en el Sector Energético para
superar la Crisis de Desabastecimiento
Raúl E. García
Buenos Aires, Septiembre de 2004