Informe sobre Gas Natural y Aumento de Tarifas

“Gobierno de Macri, Gas Natural y Aumento de Tarifas”, es el título del Informe elaborado por Claudio Lozano junto a Gustavo Lahoud del  IPyPP (Instituto de Pensamiento y Políticas Públicas).

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Para Lozano, “el Tarifazo que sacude a la sociedad argentina es presentado como una suerte de decisión inexorable que, en todo caso, no ha sido tomada con la gradualidad que hubiera correspondido por parte del Gobierno Nacional. Este enfoque es propio de las fuerzas políticas que dominan el tablero político nacional y que no sólo comparten la necesidad de impulsar el aumento de tarifas sino que lo propusieron expresamente en la campaña electoral (Macri, Scioli y Massa y todos los economistas que los rodeaban señalaban la necesidad de bajar subsidios e incrementar tarifas).

Esta manera de presentar el problema pasa por alto dos cuestiones centrales.

  1. a) A la hora de evaluar seriamente el costo de la energía el primer punto a considerar es cuál es el valor que tiene el barril de petróleo y cuál el precio del gas en boca de pozo.
  1. b) Uno de los más penosos resultados del proceso privatizador ha sido la desintegración del sistema energético, su fragmentación en múltiples unidades económicas y la pérdida de economías de escala.

Es decir, lo que se pasa por alto deliberadamente son dos aspectos que definen con claridad las razones del colapso energético argentino. Por un lado el papel depredador cumplido por las petroleras privadas en connivencia con una regulación estatal cómplice, y por otro el efecto negativo de la matriz privatista del sistema que en ningún caso fue revertida.

Cm9klUqWAAAA886Pasando en limpio lo expuesto, no es independiente del escándalo del tarifazo que las petroleras están recibiendo un precio para el barril que supera los 70 dólares cuando el mundo paga 45 y cuando el costo del barril de petróleo en nuestro país no supera los 14u$. Tampoco es independiente del tarifazo el hecho de que el millón de BTu supere los 7 dólares cuando el precio de referencia en el mercado norteamericano se ubica en torno a los 2,8 dólares por millón de BTu y cuando el costo de producción local asciende a 1,9 dólares. En concreto, el tarifazo le traslada a la comunidad y a los sectores productivos la renta extraordinaria que se les reconoce a los productores de petróleo y gas. Renta extraordinaria que anteriormente se les sostenía con el subsidio estatal amortiguando el impacto sobre los consumidores y que frente a la decisión de reducirlos le traslada a estos la responsabilidad de sostener una renta extraordinaria que además nunca tuvo como correlato el desarrollo de estrategias de inversión. En este sentido el planteo que pretende explicar la crisis energética por el consumo irresponsable de energía resultado de las tarifas bajas y la falta de inversión por la ausencia de rentabilidad, pasa por alto la estrategia irresponsable de la argentina exportadora de gas y petróleo propia de los noventa y la asociación de este comportamiento irracional para un país que tenía el recurso pero no la posibilidad de transformarse en exportador, a los elevados precios internacionales del pasado y al comportamiento rentístico del principal actor privado del sistema (Repsol). Dicho de otro modo, los subsidios engordaban vía déficit fiscal las ganancias empresarias preservando los efectos sobre los consumidores. Pero los subsidios los recibían las empresas y no los transformaban en inversión frente a la pasividad cómplice de los organismos reguladores. Hoy el objetivo es que la renta salga de los consumidores pero sigue sin discutirse el tema de la falta de inversión en el sector energético.

El otro elemento que no se quiere discutir es que la privatización destruyó las economías de escala de un sistema energético integrado fragmentándolo e incrementando los costos.  Si Gas del Estado es reemplazado por ocho empresas por ejemplo, que a su vez en tanto unidades económicas distintas reclaman obtener cada una su rentabilidad, la destrucción de las economías de escala de una empresa integrada es reemplazada por una cascada de rentabilidades que termina por encarecer de manera innecesaria la prestación del servicio.

El debate de fondo que buena parte del sistema político no quiere dar, que el gobierno oculta por la asociación efectiva de su gabinete con los intereses de las petroleras, y que parte sustantiva de la oposición calla ya que comparte los mismos objetivos e intereses y solo ejerce la critica por su lugar en el tablero político, es que no hay solución sin terminar con las rentas extraordinarias de petroleras parasitarias y sin revertir los efectos del proceso privatizador. Argentina necesita volver a integrar el sistema energético bajo control estatal para capturar en manos públicas la renta existente y poder orientarla seriamente al desarrollo económico y energético del país.

El material que adjuntamos profundiza el análisis sobre los aspectos que explican lo ocurrido con el tarifazo del gas hoy puesto en suspenso por la justicia”.

Cuadro 1. Nuevas tarifas de gas. Impacto promedio en hogares para distintos niveles de consumo y distintas distribuidoras.

Tipo Usuario Precio viejo ($/m3) Precio nuevo  ($/m3) Aumento (%)
Hogar Consumo Bajo (R1) 0,28 1,75 525%
Hogar Consumo Bajo (R2 2) 0,29 1,75 503,45%
Hogar Consumo Medio (R 3 1) 0,64 3,04 375%
Hogar Consumo Medio (R 3 3) 1,07 3,04 184,11%
Hogar Consumo Alto (R 3 4) 1,51 4,21 178,81%


Fuente: elaboración propia en base a resoluciones del ENARGAS y Ministerio de Energía y Minería

El informe

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Gobierno de Macri: GAS Natural. Aumento de Tarifas

En línea con las medidas de aumentos generalizados de precios y tarifas que se vienen aplicando sin solución de continuidad desde la asunción del Gobierno de Cambiemos, el 1 de abril de 2016 se han conocido las primeras resoluciones que determinan los nuevos parámetros de precios que rigen para toda la cadena gasífera en la Argentina.

En efecto, estas primeras resoluciones determinan una importante modificación en los parámetros de precios de lo que en la industria se denomina gas en boca de pozo. Es decir, se establecen los nuevos precios que las empresas productoras de gas natural, en las cinco cuencas gasíferas de la Argentina (neuquina, salteña, golfo San Jorge, Santa Cruz y Tierra del Fuego), comenzarán a recibir de los distintos sectores que, a la sazón, son los usuarios del primer eslabón de la industria (usinas térmicas, transportistas, distribuidoras, usuarios residenciales, comerciales e industriales, estaciones expendedoras de gas natural comprimido).

Un primer punto que puede corroborarse a partir de lo establecido en la primera de estas resoluciones- la 28/2016- es que los nuevos precios de referencia del gas natural para cada una de las cuencas productoras, han aumentado en promedios que oscilan entre el 250% y el 330%, según el origen geográfico del gas y en función de los distintos tipos de usuarios, que comprenden al conjunto de los residenciales (entre las categorías R1 y R34) y las industrias y comercios pequeñas y medianas que operan bajo el régimen de suministro por distribuidora (SGP 1, 2 y 3).  Ello no implica que esos montos se trasladen automáticamente al conjunto de la cadena restante- es decir, transporte y distribución- pero establecen un nuevo piso tarifario desde el origen- es decir, desde las empresas productoras- que supone una fuerte recomposición de sus ingresos, si se los mide a través de la unidad térmica de millón de btu, que es el parámetro estandarizado, en dólares, por el que se rige la política de precios de las empresas productoras. Téngase en cuenta que la extracción y procesamiento de gas natural- que es el primer segmento de toda la cadena del sector- se pone a disposición para su posterior transporte en los llamados “puntos de ingreso al sistema de transporte” (PIST), y el valor que en ese punto se le reconoce a las empresas productoras, explica entre el 65% y el 80% del monto total de las facturas que reciben los distintos usuarios[1], lo cual implica que la remuneración para los segmentos de transporte y distribución, representa entre el 20% y el 35% del valor de la factura. Este aspecto es fundamental a la hora de comprender cómo se estructuran los costos en toda la cadena.

Veamos esto con ejemplos claros y contundentes. Hasta el presente, la remuneración promedio que los productores de gas natural recibían en el mercado nacional se ubicaba en torno a los u$s 2,6 por millón de btu. Es decir, lo que los usuarios residenciales, comerciales, industriales, las generadoras térmicas y las estaciones de gas natural comprimido pagaban en metros cúbicos expresados en pesos, reflejaba esa realidad, que estaba vigente desde las últimas recomposiciones de precios decididas por la anterior administración en marzo de 2014. Aquí debe agregarse algo fundamental, ya que, en 2013, se estableció un plan de estímulo a la producción adicional de gas natural- conocido como Plan Gas- que perseguía el objetivo de incentivar la mayor extracción de fluido a través de un mejoramiento sensible de los precios que las empresas recibirían por ese “gas nuevo”. Ese programa, elevó sustancialmente los niveles de remuneraciones, a tal punto que, en la cuenca neuquina, la producción excedente de gas natural llegó a remunerarse hasta los  u$s 7,5 por millón de btu (desde nuevos valores ubicados en torno a los u$s 5 por millón de btu) es decir, se llegó a pagar hasta tres veces más que los valores vigentes en el conjunto del mercado.

Por ende, el primer resultado de estas modificaciones de los precios del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte en las cinco cuencas, es el significativo aumento de las remuneraciones en dólares de las empresas productoras. A partir de estos nuevos precios, el rango de variabilidad de precios del gas por millón de btu oscila entre u$s 5 y u$s 7.5, lo cual implica, justamente, aumentos en sus remuneraciones que se ubican entre el 200% y el 300%, si se toman los anteriores valores de referencia. Asimismo, si se consideran estos incrementos en dólares, la recomposición del precio del gas en boca de pozo, implicó un aumento del 73%.

A partir de estas modificaciones, los incrementos en los otros eslabones de la cadena- transporte y distribución- implicaron importantes aumentos finales en las tarifas residenciales, comerciales, industriales y en gas natural comprimido, que se reflejaron de diversas formas en función de las regiones geográficas y las categorías de usuarios.

Si se toma la referencia de la Cuenca Neuquina (de donde proviene el 45% del gas natural que se consume en el país), se observa que el nuevo precio, expresado en pesos por metros cúbicos, es de 3,163, lo cual representa  un 333% más que los $ 0,73 que costaba hasta ahora. En el caso de un usuario R34- que es de los que más consumen-, las nuevas referencias de precios vigentes implican que su nueva tarifa reconocerá un valor del gas en torno a  los u$s 7,7 por millón de btu, lo que supone, incluso, parámetros de referencia de precios que se ubican por encima de los precios de paridad de importación de comienzos de 2016. Ello es así, ya que el gas natural licuado que se importa a través de los buques regasificadores en las terminales de Bahía Blanca y Escobar, ha reducido sensiblemente sus precios finales durante 2015 como consecuencia de la caída generalizada de precios de los hidrocarburos en el mundo, a tal punto que, a comienzos de 2016, la referencia de precio de ese gas se ubica en los u$s 5 a u$s 5.5 por millón de btu, mientras que el gas natural importado por gasoductos desde Bolivia, se comercializa a no más de u$s 3 por millón de btu.

En concreto, estas primeras medidas suponen un fenomenal incremento de los niveles de remuneración de las empresas productoras de gas natural y sólo a partir de las mismas, pueden explicarse los objetivos centrales que la Administración Macri persigue en lo atinente a los subsidios gasíferos en toda la cadena del sector. Además, este es el factor fundamental que explica el gran incremento tarifario y que no ha sido explicitado por las autoridades, en el marco de consabido “sinceramiento” del que se habla como parte del ejercicio permanente por imponer un “sentido común” sobre la problemática de las tarifas.

Así, el espíritu de la norma, queda establecido bajo ciertos subterfugios productivistas, como se lee en el siguiente párrafo de la resolución 28/2016, que se cita a continuación,

“Que para promover inversiones en exploración y explotación de gas natural a fin de garantizar su abastecimiento y de emitir señales económicas claras y razonables, resulta necesario implementar un nuevo esquema de precio de gas natural en el PUNTO DE INGRESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE, que tenga por objeto tanto la incorporación de reservas, como el aumento en la producción doméstica de gas natural, y que permita lograr que en el mediano y largo plazo dichos precios resulten de la libre interacción de la oferta y la demanda, conforme fueron concebidos originariamente en los términos del último párrafo del Artículo 83 de la Ley N° 24.076.”[2]

Como se puede apreciar, una parte del argumento- las señales de precios necesarias para que las empresas tengan más incentivos para extraer mayores volúmenes de gas natural- reproduce la concepción de la política pública de la anterior administración, que se había cristalizado en el ya mencionada programa de estímulo Plan Gas. Y, a la vez, introduce el argumento fundamental de esta administración en materia de política hidrocarburífera: todas las medidas adoptadas remiten a la recuperación de la “normalidad”, esto es, la libre interacción de la oferta y la demanda. No deja de ser particularmente notable que, en ambas visiones, que se complementan en algún punto, el aspecto estratégico que brilla por su ausencia es la calidad de la regulación pública del sector. Es decir, la falta de voluntad política y la deficiencia efectiva de los instrumentos de control asociados a un esquema de funcionamiento rentístico de todos los eslabones de la industria hidrocarburífera. Como un remedo de la problemática en el sector eléctrico, con la cuestión del gas y su programa de estímulos a cuestas, las políticas aplicadas no hicieron más que agravar la crisis estructural de estancamiento del sector, a tal punto que, más allá de los logros parciales de YPF, el resto del conglomerado gasífero no ha mostrado niveles de recuperación productiva en los últimos años.

Por otro lado, otro de los objetivos de estas medidas, está relacionado con la imperiosa necesidad de reducir drásticamente la importación de gas natural- que en los últimos años representó casi un 25% del consumo total del mercado-, a través del expediente de brindarle a las empresas extraordinarias condiciones de precio para que aumenten la producción. Ello, con el efecto que podría provocar la inducción a la reducción del consumo tarifazo mediante, llevaría a un primer estadio de reequilibrio del subsistema gasífero. La resolución 28/2016, hace referencia, justamente, a los cargos específicos que se habían establecido a fines de 2008, como consecuencia de la importación de gas natural. Esos cargos fueron recurridos en estrados judiciales por organizaciones de consumidores y ciudadanos, ya que eran considerados inconstitucionales. En los considerandos de la resolución, se describe el contexto de la implementación de estos cargos, y se afirma

“Que en las actuales circunstancias, y en virtud de las consideraciones previamente efectuadas que llevan a disponer la implementación de un nuevo esquema de precios de gas natural, corresponde valorar la necesidad del mantenimiento de dichos cargos, en los términos actualmente aplicables, en orden al progresivo reordenamiento del sector.”[3]

Acto seguido, en el Artículo 7 de la resolución 28/2016, se dejan sin efecto los actos del ex Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, vinculados con la determinación del valor de esos cargos tarifarios, y  “se instruye al ENARGAS a que adopte las medidas necesarias para dejar sin efecto la aplicación de tales cargos en las facturas que se emitan a los usuarios.”[4] Ello implica, en buen romance, que estos cargos se suprimen a partir de la reorganización de precios del sistema, que impone ajustes muy significativos en las tarifas y, con ello, la trasferencia de parte sustancial de la carga por importación de gas al mismo precio que todos los usuarios deben pagar desde el 1 de abril de 2016.

Los cálculos preliminares esbozados por las autoridades del Ministerio de Energía y Minería, sostenían que este nuevo esquema de precios, redundaría en un ahorro- léase, transferencia a los usuarios- del orden de los u$s 4.000 millones- alrededor de $60.000 millones al tipo de cambio de 15 pesos por dólar-, lo cual representa dos tercios del total de subsidios y transferencias que el Estado había realizado en 2015 al conjunto del sector gasífero ($ 90.000 millones).

Por su parte, es importante tener en cuenta que las últimas medidas adoptadas por el Gobierno- es decir, los topes tarifarios, que abordamos más adelante-, implicarían que el Estado se haga cargo de unos 12.000 millones de pesos, que es el costo fiscal de los topes establecidos. Esa cifra representa algo más del 10% del monto total en transferencias y subsidios que el Estado nacional le ha garantizado en 2015 a todo el sector, como se informó anteriormente. A su vez, si se observan los números preliminares del gasto en subsidios energéticos en el período enero-mayo de 2016 contrastado con igual período de 2015, se ve que la efectiva reducción en términos de impacto fiscal llega al 26% aproximadamente[5], con niveles de ejecución que permitirían inferir que el gran objetivo ha sido el de revertir la tendencia de crecimiento de la carga fiscal de los subsidios, combinado con una transferencia brutal al conjunto de los usuarios. Y, en ese plano, lo que se pone en las espaldas de toda la población son subsidios directos a las empresas- como vemos en el caso de las productoras de gas- y subsidios destinados a cubrir la operación del sistema.

Ahora, debe tenerse en cuenta que, de esos u$s 4.000 millones, aproximadamente u$s 3.000 millones- es decir, el 75% del total- corresponden a las mayores remuneraciones que el Gobierno nacional les reconoce a las empresas productoras, lo cual implicó que la facturación del conglomerado del sector pasara de los u$s 4.000 a casi u$s 7.000 millones anuales[6]. Estos números, corresponden a estimaciones que distintos especialistas del sector realizan y, si bien debe advertirse que hay una dispersión importante en las cifras- que oscilan entre los 2.800 y los 3.500 millones-, lo relevante y verificable es que la mencionada resolución significó aumentar de manera significativa los precios de gas en boca de pozo que las empresas reciben.

Aquí, vale la pena detenerse en un dato adicional. Según se desprende de los balances presentados por YPF S.A. a la Security and Exchange Commission (SEC) de Nueva York[7], el costo de producción  promedio por millón de btu en todas las cuencas productivas, es de u$s 1,9. Esta empresa, es responsable de un tercio de la extracción de gas natural en la Argentina y, por tal motivo, constituye un actor representativo. Entonces, si se contrasta ese precio con los valores promedio de u$s 5 por millón de btu que comenzaron a regir desde el 1 de abril, empresas como YPF S.A. han obtenido un ganancia de más de 150% sobre los costos reales de producción oficialmente reconocidos. Asimismo, esta nueva estructura de precios, hace que nuestro mercado gasífero sea uno de los más caros del mundo; en efecto, si se contrastan estos precios con valores de referencia como el Henry Hub[8]– con el que se mueve el mercado gasífero de los Estados Unidos-,  también hay una diferencia notable, ya que este marcador ha tenido valores cercanos a los u$s 2,8 por millón de btu en mayo y junio de 2016. Incluso, los valores de referencia del gas licuado importado por barcos, han oscilado en2016 entre los u$s 5 y u$s 6 por millón de btu, lo cual significa que, en el mercado interno, rigen coyunturalmente precios aún más altos que éstos, que son los que han determinado, en los últimos años, los precios de referencia de paridad de importación.

Como se afirmaba anteriormente, la citada resolución 28/2016, estableció también criterios tarifarios diferenciales para aquellos usuarios que reduzcan sus consumos en un quince por ciento o más que el mismo período del año anterior. Estos valores, se han discriminado también por cada una de las cinco cuencas. Asimismo, se ha replicado el criterio de la “tarifa social”, lo cual implica que a los usuarios que sean categorizados como receptores de esta tarifa se les bonificará el 100% de su consumo. Según los cálculos del Ministerio de Energía y Minería, había inicialmente un total de 270.000 usuarios, a los que podrían sumarse 80.000 más para llegar a un total de 350.000, que serían beneficiarios de la tarifa social. Estos usuarios forman parte del universo de ciudadanos que tienen conexión de gas natural por redes. El total de usuarios que reciben gas natural por redes llega a los 8.240.000 usuarios en todo el país y, si se tomaran estos números como los definitivos, el universo de beneficiados inicialmente contemplados no superaba el 5% del total de usuarios. Este aspecto del problema, por cierto, no es un dato menor, ya que la cobertura inicial era muy exigua, a tal punto que, cuando comenzaron a observarse fuertes reacciones sociales y políticas en la Patagonia y en otras regiones del país por el incremento desmedido de las tarifas, se advirtió sobre el hecho que la tarifa social de este servicio excluía a muchísimos usuarios que podrían acceder. A tal punto ha sido así, que, entre junio y comienzos de julio el Ministerio de Energía informó que el total de usuarios del servicio de gas natural por redes que podrían acceder a la tarifa socia era de 1.550.000, lo cual representa un 20% del total de usuarios que son abastecidos por redes.  Hay que hacer una salvedad importante: en este cálculo, no están incluidos los beneficiarios del Plan Hogar, que  son los ciudadanos que no tienen conexión a redes de suministro de gas natural. Ese es un universo de 2.800.000 hogares, que no están alcanzados por las ajustes tarifarios y que acceden a una garrafa subsidiada, ya que abonan el 20% del valor final, mientras que el Gobierno se hace cargo del restante 80% a través de programas específicos.

En lo que respecta al alcance de la revisión tarifaria, se reprodujo un esquema similar al del sector eléctrico, ya que se afirmó que los ajustes de precios que se encararon con estas medidas, son al efecto de completar la revisión tarifaria de transición que se había implementado en la administración anterior. Y, por ello mismo, no se convocó a audiencia pública para el tratamiento de estos aumentos, mientras que se afirmaba que el citado mecanismo sería convocado una vez que se haya concluido la revisión tarifaria integral, cuya consecución no podría extenderse más allá de un año.

Sin embargo, a la luz de los graves conflictos que los aumentos de las tarifas han generado en toda la geografía nacional, con presentaciones de amparos y medidas cautelares, el Gobierno nacional ha “retrocedido parcialmente” a través de nuevas resoluciones que, amén de establecer un tope a los aumentos para usuarios residenciales y generales de pequeños consumos- dada la conmoción que se había generado-, establecieron que las audiencias públicas para la revisión tarifaria del gas se adelantarían al último trimestre de 2016. Así lo manifiesta la resolución 129[9] del Ministerio de Energía y Minería, publicada en el Boletín Oficial el 13 de julio de 2016, en la que se establece el mes de octubre como fecha límite de realización de las audiencias. Más adelante, volveremos sobre estas resoluciones a los efectos de dar debida cuenta del actual estado de situación en relación a las presentaciones judiciales y al mismo involucramiento de la Corte Suprema de Justica en la definición de los próximos pasos de lo que ya es un conflicto gravísimo.

Ahora, en otra de las resoluciones- la 31/2016, que establece los parámetros bajo los cuales el ENARGAS debe encarar la revisión tarifaria integral-, se afirma que la ex Unidad de Renegociación de Contratos de Servicios Públicos (UNIREN), cuya vigencia y actuaciones han sido derogadas por la actual administración, había iniciado el proceso de revisión tarifaria, y que

“se debe tener en cuenta que las Propuestas de Entendimiento fueron sometidas al proceso de audiencia pública, las que se realizaron oportunamente posibilitando la participación y la expresión de opiniones de los usuarios y consumidores, así como también de distintos sectores y actores sociales, quienes aportaron elementos de juicio que fueron incorporados por la ex UNIREN a los fines de realizar el análisis de las respectivas renegociaciones contractuales.”[10] Asimismo, manifiesta que tanto la Procuración del Tesoro, como la Sindicatura General de la Nación y el Honorable Congreso de la Nación, intervinieron en el proceso con su convalidación, de forma tal que el accionar que el Ministerio de Energía y Minería llevó adelante, estaba totalmente sujeto a derecho.

En este contexto, y luego de las medidas adicionales que la anterior administración había tomado a los efectos de subsidiar, a través de distintos mecanismos- desde Fondos para obras de distribución, nuevos cuadros tarifarios provisionales para transporte y distribución, (que rigieron desde el 1 de abril de 2014), hasta asistencia financiera de emergencia por casi 2.600 millones de pesos en 2015, dirigida a las empresas distribuidoras- a los eslabones de transporte y distribución de gas natural, se evaluó que estaban dadas las condiciones para llevar adelante el proceso de revisión tarifaria integral , que debería concluir en un plazo no mayor a un año, aunque ya hemos aclarado que, en el contexto del agravamiento de la crisis, este trámite ha sido adelantado, dando por tierra, en los hechos, con el argumento legal pero materialmente  endeble que el Gobierno sostenía en relación a la audiencia pública.[11]

Asimismo, la Resolución 31/2016 afirma, taxativamente, que “…el incremento tarifario deberá contemplar un Plan de Inversiones Obligatorias para las Licenciatarias del Servicio Público de Transporte y Distribución de Gas Natural.”[12] Ello implica, a su vez, que las empresas adopten un programa detallado de inversiones y mantenimiento, que tendrá carácter obligatorio, a los efectos de cumplir con los estándares de seguridad, eficiencia y calidad en la prestación del servicio. Por ende, se instrumentará un Plan de Inversiones Obligatorias ( según se desprende del Artículo 6 de la resolución), que las empresas deberán llevar adelante, aunque no se establecen  mecanismos concretos y específicos de auditoría y control que desde el ENARGAS y el Ministerio de Energía y Minería se pondrán en marcha para asegurar estos objetivos. Sí se establece, en el Artículo 7 de la mencionada resolución 31/2016, que las empresas no podrán efectuar distribución de dividendos sin la previa acreditación ante el ENARGAS del cumplimiento del Plan de Inversiones Obligatorias.[13]   

Finalmente, en la Resolución 34/2016, se establecieron los nuevos precios de referencia para el gas natural comprimido, en función de los puntos de ingreso al sistema de transporte por las distintas cuencas de origen. En esta norma, se establecen dos cuestiones fundamentales.

En primer lugar, se deroga la reglamentación hasta ahora vigente, que ponía restricciones para que las empresas distribuidoras de gas natural vendieran el fluido a las estaciones de GNC, al tiempo que se restablece la obligatoriedad (para las empresas distribuidoras) de brindar el servicio completo de distribución de gas natural a las mencionadas estaciones en cada una de las regiones correspondientes a las cuencas productivas.

En segundo lugar, y en línea con lo establecido para el gas natural destinado a usos residenciales y generales, se implementan nuevos precios del gas natural a ser provisto a estaciones de suministro de GNC, según cuenca de procedencia. El promedio de aumento del gas natural destinado a estaciones de GNC, según las distintas regiones geográficas, es de un 225%, lo cual está en línea con las nuevas remuneraciones vigentes para los otros usos. Asimismo, teniendo en cuenta que esos aumentos corresponden a los precios mayoristas, el cálculo estimado de ajuste en el segmento final de distribución minorista de GNC se ubica por encima del 50% promedio.

Por su parte, un último aspecto relevante en lo que respecta a los cuadros tarifarios del gas natural, es la determinación de nuevos precios de referencia del fluido que se destina, específicamente, a las usinas termoeléctricas para la producción de energía eléctrica. Estos nuevos precios, fijados por cuenca de origen del gas natural, se establecieron a través de la Resolución 41/2016, publicada en el Boletín Oficial el 13 de abril del corriente año.[14]  En efecto, esta resolución implicó la adopción de nuevos precios de referencia que están en línea con los vigentes en los programas de incentivos oficiales a la extracción adicional de gas. Esos programas son el Gas Plus (vigente desde fines de 2008) y el Plan Gas (vigente desde 2013), que establecían, justamente, precios diferenciales a los proyectos de extracción gasífera que se aprobaran bajo esos esquemas, que oscilaban entre los us$ 5 y los us$ 7,5 por MMBTU. Téngase en cuenta que buena parte de la extracción gasífera no estaba comprendida bajo estos programas de estímulo, ya que correspondía a proyectos anteriores, cuya remuneración promediaba los us$ 2,6 por MMBTU, tal como se informó anteriormente.Ahora, desde el 1 de abril de 2016, los nuevos precios en dólares oscilan entre los 4,48 y los 5,53 por MMBTU, lo cual implica que se han reconocido aumentos del orden del 100% promedio para el gas natural proveniente de las cinco cuencas productoras, cuyo destino sea la producción de energía eléctrica. Es decir, se han alineado los precios internos del gas natural, de modo tal que buena parte de los mismos convergen en un promedio de us$ 5,5 por MMBTU, con picos de remuneración que llegan a us$ 7,5 por MMBTU, correspondientes a la cuenca neuquina.

El impacto inicial de los aumentos en algunos cuadros. La crisis social y los cambios posteriores

En los siguientes cuadros, se pueden observar ejemplos concretos del impacto de los aumentos tarifarios que rigieron desde el 1 de abril y que fueron luego modificados en dos ocasiones,  a principios de junio y hacia mediados de julio. Estas nuevas situaciones, serán abordadas hacia el final del trabajo.

En el primer caso, se toman casos promedio para distintos niveles de consumo residencial de gas natural en todo el país. El dato más relevante que arrojan estos ejemplos, es que el rango de aumentos oscila entre el 178% y el 525%, mientras que los usuarios con niveles de consumo más bajos (hasta los 650 m3 anuales promedio), son los que afrontan el mayor impacto relativo, ya que las tarifas finales superan el 500% en algunos casos. Es decir que, en líneas generales, los ajustes en las tarifas residenciales  reproducen criterios inequitativos, ya que los que menos consumen cargan con incrementos muy fuertes en los ajustes de tarifas, lo cual ha tenido fuertes implicancias en sus niveles de ingresos, en un contexto de incrementos generalizados de otras tarifas y de los precios de distintos bienes de la economía.

Se reproduce un segundo cuadro con ejemplos de consumos residenciales de la empresa Metrogas en Ciudad Autónoma de Buenos Aires, donde lo previamente señalado se confirma, aunque con niveles de aumentos menores, que oscilan entre el 178% y el 383%. En este caso, la mayor carga proporcional recae sobre los consumos más bajos, mientras que, en el caso del cargo fijo, sí se ha preservado un criterio más progresivo, ya que los usuarios que más consumen pagan más por el cargo señalado.

Asimismo, para este mismo caso, tomado como ejemplo para el área metropolitana, si se calcularan las nuevas tarifas para aquellos usuarios que logren reducir un 15% o más su consumo de gas natural contrastado con igual período del año anterior, los aumentos son igualmente importantes, ya que oscilan entre el 130% y el 210% aproximadamente, según los niveles de consumo. Ello significaba que, en caso que  se pudieran registrar ahorros, las facturas se reducirían en rangos que van entre el 50% y el 150% promedio según los niveles de consumo, si se lo compara con las tarifas plenas que regían desde el 1 de abril.

Finalmente, en los casos de los usuarios comprendidos en la tarifa social- que no eran más que el 4.5% del total de usuarios de gas natural por redes en todo el país  al momento de la publicación de estas resoluciones- los aumentos tarifarios se ubicaban entre el 25% y el 30%, aunque debe aclararse que los ajustes en los montos fijos de las tarifas son similares a los vigentes para los usuarios de tarifa plena y aquellos que logren ahorrar un 15% o más de consumo de gas natural. Es decir que, si se toman  las dos primeras categorías de consumo- que comprenden a los usuarios de menor consumo relativo-, se observa que los aumentos en los cargos fijos orillan el 200%, similar al resto de los usuarios. Téngase en cuenta, además, que la factura mínima a abonar en estos  primeros niveles de consumo, representaba significativos aumentos en relación a 2015, con incrementos que oscilaban entre el 160% y el 440%.

Por cierto, todo ello quedó sustancialmente modificado a partir del efecto combinado de dos hechos: los cambios establecidos por el Gobierno- con los topes del 400% para los usuarios residenciales de todo el país en relación al año 2015 y los límites del 500% para usuarios generales de pequeños consumos- en sendas resoluciones de junio y julio de 2016 y la creciente litigiosidad que se expresó a través de amparos y reclamos judiciales para frenar los efectos del tarifazo.

Planes de obras y distribución de dividendos

Por otro lado, se establecieron Planes de Inversiones Obligatorias tanto para las dos empresas transportistas- TGN y TGS-, como para los nueve distribuidoras que prestan el servicio de gas natural por redes en todo el país. En el cuadro cuatro se expone el detalle. Este plan de obras deberá llevarse a cabo en no más de un año y en las mismas resoluciones se establece que “…la tasa de interés compensatoria a aplicar por la mora en la ejecución del Plan de Inversiones Obligatorias será equivalente al 150% de la tasa de interés activa promedio mensual para descuento de documentos a 30 días del Banco de la Nación Argentina, la que se aplicará sobre el monto de los trabajos comprometidos y no ejecutados en los plazos previstos en dicho plan de inversiones. Asimismo, establecer con carácter punitorio, un recargo del 100% sobre la tasa de interés compensatoria.”[15]

Por ende, la decisión del Ministerio de Energía y Minería, supone que se establecerán mecanismos periódicos de monitoreo y control sobre estos planes de inversión que las empresas que operan en los segmentos de transporte y distribución deben llevar a delante. Ante ello, es importante tener en cuenta que, como se ha omitido la convocatoria previa a Audiencia Pública según lo establece el mismo marco regulatorio del gas natural (ley Nº 24.065), y se han activado mecanismos administrativos previamente vigentes- algo similar al caso de las tarifas eléctricas-, el conjunto de los usuarios residenciales, comerciales e industriales no disponen de espacios y acciones concretas de control efectivo sobre el modo y los tiempos en que esos planes de inversiones se realizan. Con lo cual, estaremos a expensas de las decisiones que el ENARGAS y el Ministerio de Energía y Minería resuelvan al respecto.

A partir de estas decisiones, se estima que las obras informadas han sido aprobadas teniendo en cuenta criterios de prioridad para mejorar ostensiblemente la prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural en todo el país.

Un aspecto final, que está incluido en todas las resoluciones que reglamentan los aumentos de tarifas en transporte y distribución de gas natural, señala taxativamente que ninguna de las empresas podrán distribuir dividendos sin la previa acreditación ante el ENARGAS del cumplimiento integral del Plan de Inversiones Obligatorias.[16] Si bien esta decisión es significativa y positiva, su efectiva implementación está directa y exclusivamente vinculada al control y la voluntad política de las mismas autoridades regulatorias, ya que este aspecto relevante tampoco puede ser sometido al mecanismo de Audiencia Pública.

Cuadro 1. Nuevas tarifas de gas. Impacto promedio en hogares para distintos niveles de consumo y distintas distribuidoras.

Tipo Usuario Precio viejo ($/m3) Precio nuevo  ($/m3) Aumento (%)
Hogar Consumo Bajo (R1) 0,28 1,75 525%
Hogar Consumo Bajo (R2 2) 0,29 1,75 503,45%
Hogar Consumo Medio (R 3 1) 0,64 3,04 375%
Hogar Consumo Medio (R 3 3) 1,07 3,04 184,11%
Hogar Consumo Alto (R 3 4) 1,51 4,21 178,81%


Fuente: elaboración propia en base a resoluciones del ENARGAS y Ministerio de Energía y Minería

Cuadro 2. Nuevos valores tarifarios. Metrogas. Usuarios residenciales. Ciudad de Buenos Aires.

Categoría Cargo fijo anterior Cargo fijo nuevo Cargo consumo por m3 anterior Cargo consumo por m3 nuevo
R1 $13,55 $38,20 (+182%) $0,48 $2,32 (+383%)
R21 $13,55 $39,60 (+192%) $0,48 $2,32 (+383%)
R22 $14,71 $44,50 (+202%) $0,54 $2,45 (+354%)
R23 $15,48 $49,18 (+218%) $0,66 $2,51 (+280%)
R31 $16,26 $60,17 (+270%) $0,98 $4,00 (+308%)
R32 $16,26 $67,19 (+313%) $1,11 $4,04 (+264%)
R33 $18,58 $86,82 (+367%) $1,54 $4,29 (+178%)
R34 $18,58 $128,95 (+594%) $1,95 $5,44 (+179%)


Fuente: elaboración propia en base a resoluciones del ENARGAS.

 

Cuadro 3. Nuevos valores tarifarios. Metrogras. Usuarios comerciales y pymes. Servicio General. Región Metropolitana.  Promedio Consumos mayores a 9.000 m3 año.

Categoría Cargo fijo anterior Cargo fijo nuevo Cargo consumo por m3 anterior Cargo consumo por m3 nuevo
SG P1 $16,74 $81,56 (+387%) $0,22 $2,07 (+840%)
SG P2 $16,74 $81,56 (+387%) $0,22 $2,07 (+840%)
SG P3 $17,53 $252,8  (+1342%) $0,41 $2,73 (+565%)

Fuente: elaboración propia en base a resoluciones del ENARGAS.

Cuadro 4. Fondos específicos para obras complementarias discriminados por empresas.

Empresa/Segmento Monto total Plazos de las obras Condicionalidad
Transportadora Gas del Norte/ Transporte $1.041.000.000 un año Distribución de dividendos sujeta a la verificación de las obras
Transportadora Gas del Sur/ Transporte $ 794.300.000 un año Distribución de dividendos sujeta a la verificación de las obras
Metrogas/ Distribución $ 715.300.000 un año Distribución de dividendos sujeta a la verificación de las obras
Gas Natural Ban/ Distribución $ 356.700.000 un año Distribución de dividendos sujeta a la verificación de las obras
Gas del Centro/ Distribución $ 148.600.000 un año Distribución de dividendos sujeta a la verificación de las obras
Gas Cuyana/ Distribución $ 116.700.000 un año Distribución de dividendos sujeta a la verificación de las obras
Gas Noroeste/ Distribución $ 171.400.000 un año Distribución de dividendos sujeta a la verificación de las obras
Gas Noreste/ Distribución ($ 5.000.000 un año Distribución de dividendos sujeta a la verificación de las obras
Camuzzi Gas Pampeana/ Distribución $ 302.100.000 un año Distribución de dividendos sujeta a la verificación de las obras
Camuzzi Gas del Sur /Distribución $ 127.900.000 un año Distribución de dividendos sujeta a la verificación de las obras
Litoral Gas/ Distribución $ 113.500.000 un año Distribución de dividendos sujeta a la verificación de las obras

 

Fuente: elaboración propia en base a resoluciones del ENARGAS.

Crisis tarifaria. Nuevas medidas y aumento de la conflictividad. Entre lo estructural y lo coyuntural

Hacia fines de mayo y comienzos de junio comenzaron a registrarse reacciones sociales y el inicio de presentaciones en tribunales de distintos fueros- desde el Contencioso Administrativo hasta Juzgados Federales- con el objetivo de frenar los incrementos tarifarios que regían desde el 1 de abril de 2016. La región patagónica fue la más activa en los reclamos, ya que comenzaron a llegar facturas residenciales, comerciales e industriales, que oscilaban entre un 500% y más del 2000%, dando cuenta de una situación que era imposible de afrontar en términos concretos.

En los reclamos y presentaciones, los fundamentos hicieron hincapié en el incumplimiento de la convocatoria oficial a audiencias públicas, según lo establecido en el artículo 42 de nuestra Constitución nacional y en los marcos regulatorios de los servicios públicos de luz y gas natural. Por cierto, más allá de las alegaciones del Ministerio de Energía y Minería al respecto, algunas de las decisiones de medidas cautelares  y de amparos que congelaron la vigencia de los cuadros tarifarios establecidos en abril, se centraban en la falta de este trámite fundamental. Asimismo, se expusieron otros argumentos, como la violación a los principios de gradualidad y progresividad que estos aumentos exorbitantes habían significado, lo cual incidió, concretamente, en la calidad de vida de la población, cuyo derecho al acceso a bienes esenciales como los servicios de gas y luz, se vio fuertemente erosionado.

En ese marco de complejidad social creciente, el Ministerio de Energía y minería adoptó una primera resolución- la 99/2016, publicada en el Boletín Oficial el 7 de junio de 2016[17]-, en la que se establecían topes al consumo del 400% para usuarios residenciales y del 500% para usuarios generales de pequeños consumos, siempre que no registraran aumento de consumo en relación al mismo período de 2015. Esta medida, fue inicialmente pensada para la Patagonia, pero, al momento de formularla, se la implementó en todo el país. Sin embargo, el resultado de esta medida paliativa no tuvo la positiva repercusión que se esperaba, ya que la intensidad de las bajas temperaturas de abril y mayo- que fueron las más bajas en décadas-, hizo que el consumo total de gas natural aumentara muy fuertemente en todas las regiones del país. Ante esta circunstancia, los topes establecidos quedaron en la formalidad del papel de la resolución y en las “buenas intenciones”, ya que las facturas continuaron expresando valores irracionales, como consecuencia de la imposibilidad de cumplimentar los ahorros requeridos para que la resolución se hiciera efectiva en una menor erogación.

Ante el agravamiento del panorama, a principios de julio se conocieron dos resoluciones judiciales de sendos juzgados federales- el de Córdoba y el de la Sala II de la Cámara Federal de La Plata- , que frenaron la vigencia del nuevo cuadro tarifario. El fallo de Córdoba, lo estableció para toda la provincia, mientras que el de La Plata, fue mucho más allá, ya que anuló la vigencia de las nuevas tarifas en todo el país y, entre otras medidas, solicitó la inmediata convocatoria a audiencia pública. Estas dos resoluciones completaron un cuadro ya muy complejo, en el que se registraron decisiones similares en provincias como Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Mendoza, Salta, Jujuy, entre otras, y en localidades del Gran Buenos Aires y de otros puntos del país.

Estas últimas decisiones judiciales, llevaron al Gobierno a adoptar una nueva resolución-la 129, publicada en el Boletín Oficial el 13 de julio de 2016[18]-, a través de la cual se establecieron nuevamente  los topes del 400% para usuarios residenciales y del 500% para usuarios generales de pequeños consumos, pero calculados sobre el valor final de las facturas, en relación al mismo período del año anterior. En ese contexto, se conoció una comunicación de la Corte Suprema de Justicia, en la que solicita al Gobierno nacional un informe completo sobre la situación, y libra sendos pedidos a distintas instancias judiciales en todo el país que habían intervenido ante reclamos de organizaciones sociales, usuarios, partidos políticos y organismos defensores de usuarios. Es importante tener en cuenta que el Gobierno nacional- a través de la Procuración del Tesoro- había solicitado un per saltum a la Corte a los efectos que estableciera una posición definitiva sobre el fondo de la cuestión. Este trámite, sin embargo, no ha sido tomado por la Corte, mientras que el Gobierno nacional ha presentado recursos extraordinarios y apelaciones, entre ellas, en la Sala II de la Cámara Federal de La Plata. A todos los efectos, y más allá de la última resolución emitida por el Ministerio de Energía y Minería, rigen las medidas judiciales que han frenado el tarifazo del gas en buena parte de las jurisdicciones provinciales y, fundamentalmente, la decisión de la Sala II de la Cámara Federal de La Plata, que anuló el cuadro tarifario a nivel nacional.

En este escenario, desde el Gobierno nacional se han realizado declaraciones de todo tipo, vinculadas a medias verdades y falacias sobre la problemática del gas natural en la Argentina. Entre otras cuestiones, se ha manifestado que en la Argentina se consume mucho más gas que en países limítrofes como Chile o Uruguay, avalando posturas que intentan poner parte de la problemática del lado de usuario, cuyo “derroche”  del recurso sería una de las causas de la dramática coyuntura que se vive. Junto con esto, se remite al frío extremo que hemos sufrido entre abril, mayo y junio en relación a otros años y, además, se han sostenido posiciones sobre la imposibilidad de importar volúmenes adicionales de gas natural tanto desde Bolivia, como desde la oferta que proviene de la regasificación de gas natural licuado. Debe recordarse, en tal sentido, que hacia mediados de mayo se pusieron en marcha sendos acuerdos con empresas chilenas para la importación de volúmenes reducidos de gas natural desde dos gasoductos del norte y centro del país trasandino, con el objetivo explicitado de “cubrir” la oferta excedente de Bolivia que no podía asegurarse por parte del país hermano.

Sin embargo, las declaraciones oficiales del Gobierno boliviano remitían siempre a que se estaban observando las cláusulas contractuales vigentes con la Argentina en materia de provisión de gas y que se estaba trabajando a futuro para aumentar paulatinamente la oferta disponible para nuestro mercado. El volumen que proviene desde Bolivia, es de unos 15 millones de metros cúbicos por día, que se suman a una cifra similar que proviene del gas regasificado en las terminales de Bahía Blanca y Escobar. Esa oferta adicional representa aproximadamente el 30% de la producción local, y es el porcentaje promedio de importaciones que la Argentina realiza desde los últimos cinco años, por lo menos. En estas consideraciones, debe tenerse en cuenta que el gas que proviene de Chile no representa más del 4,5% de la oferta total, y que los precios que se han acordado en los dos contratos con las empresas chilenas son  aún más cros que el gas licuado que se regasifica en nuestro territorio. En concreto, mientras esta oferta se comercializa a valores cercanos a los 5 dólares por millón de btu, el gas trasandino se ha comercializado a valores promedio de 6,9  dólares por millón de btu , y el gas proveniente de Bolivia, tiene valores cercanos a los 3 dólares por millón de btu. Por ende, si se comparan las tres alternativas disponibles, los diferenciales de precios oscilan entre el 20% y el 60%.

Ahora, lo que sí queda claro es que las estructuras de regasificación existentes en nuestro territorio no están en condiciones de aumentar la capacidad de procesamiento de gas, lo cual está relacionado con las muy precarias condiciones de operación y seguridad en las que se trabaja, con costos crecientes y procesos que entrañan riesgos permanentes. Esta situación, que surgió hace ocho años como una respuesta excepcional, terminó por convertirse en una salida permanente y en todo este tiempo, jamás se pensó en la pertinencia y factibilidad de construir estructuras regasificadoras en tierra firme, de modo tal de mejorar los estándares de eficiencia operativa y bajar los niveles de riesgo socioambiental. Estas cuestiones, suelen sustraerse a la opinión pública y se las considera de forma aislada, sin el debido contexto que es necesario reconstruir para comprender la gravedad de la situación.

En esa línea, es importante considerar otro de los aspectos que suelen omitirse. En los últimos años, en los meses de frío, se recurría a medidas de fuerza mayor ante la carencia de oferta de gas natural. Esas medidas, implicaban que el consumo industrial- que representa un tercio del consumo total de gas- debía afrontar cortes programados a los efectos de garantizar el fluido para los usuarios residenciales, comerciales y para el sector de gas natural comprimido. Esos sectores representan alrededor del 40% del consumo total de gas natural y, en forma complementaria, se recurría a racionalizar el gas destinado a las centrales termoeléctricas, que presentan otro 30% del consumo de gas natural. Ahora, ante una nueva coyuntura climática extrema, no se ha informado consistentemente desde fuentes oficiales si se han adoptado medidas de racionalización en los sectores industriales y térmicos, a los efectos de garantizar los consumos hogareños. En lo que respecta a las usinas eléctricas, en los últimos años se recurrió al uso de combustibles líquidos para sustituir el gas natural, de forma tal que se volcara el fluido a los consumos hogareños y comerciales. Por cierto, la operatoria de las centrales con combustibles líquidos es mucho más onerosa, ineficiente y contaminante y nunca hay mejores alternativas en escenarios de escasez y falta de disponibilidad de recursos. En este sentido, con la Administración  Macri, tampoco sabemos fehacientemente si se ha racionado el suministro de gas a las centrales térmicas, si se están utilizando combustibles líquidos y si se ha privilegiado el abastecimiento de los hogares. En verdad, si se cruza la poca información existente, el tarifazo gasífero, las contramarchas del gobierno, y la recurrencia del argumento según el cual no hay energía, resulta claro que parece haber una decisión no debidamente informada de ajustar el consumo de hogares, comercios y luego de industrias, en un marco de escasez, frío récord y crisis, que torna dificultoso encarar políticas de racionalización y uso eficiente de la energía.

Finalmente, resulta complejo comparar situaciones de países tan disímiles en términos geográficos, productivos, sociales, ambientales y culturales, como Argentina, Chile o Uruguay. Y en lo que respecta a la problemática energética, esto es aún más determinante. En este punto, la Argentina acumula más de tres décadas- durante las que han pasado varios gobiernos- en las que nuestra matriz de generación de energía se ha volcado paulatinamente al uso del gas natural en detrimento del petróleo y de otros recursos fósiles como el carbón, cuyo uso es marginal. Por ende, el gas natural representa hoy el 50% de la matriz de generación, lo cual sigue reflejando una dependencia estructural en los hidrocarburos para la generación de energía, pero que es parte de un proceso que se dio en la Argentina desde que nos “pensamos” erróneamente, como un país gasífero luego del descubrimiento del yacimiento Loma de La Lata. Más allá del contexto histórico, que resulta fundamental tener en cuenta, lo cierto es que, si se comparan los niveles de consumo de energéticos en nuestra región, la Argentina tiene, antes que nada,  una deficiente planificación de su oferta energética global y una inconsistencia estructural para la formulación e implementación de políticas de ahorro, uso racional y diversificación  para la incorporación de fuentes renovables, aspectos que son los realmente determinantes a la hora de evaluar las debilidades del sistema. Así, desconocer estas realidades estructurales, y plantear en forma descontextualizada, que el problema es el “derroche” generalizado e inducido ´por las bajas tarifas, no es más que la explicitación de un modelo energético ligado a las visiones eficientistas, desreguladoras y privatistas que han regido buena parte de los últimos cuarenta años en materia energética.

Y en este punto, llegamos a una de las últimas cuestiones que es fundamental rescatar en términos de propuestas. En concreto, buena parte de las deficiencias y crisis de oferta y disponibilidad segura de bienes críticos y fundamentales para una vida digna como el gas natural y la electricidad, se deben a la naturalización de un modelo fragmentado y desregulado que se ha impuesto en el sector energético en los últimos treinta años. Es decir, el antiguo modelo de organización de los sectores hidorcarburífero y eléctrico- que funcionaba en base a criterios de unidad de la planificación y gestión- fue reemplazado por una multiplicidad de actores, con esquemas propios de rentabilidad y ecuaciones económico-financieras que intentan compatibilizar criterios competitivos- como los que rigen en el segmento de generación de gas y electricidad- con pautas reguladoras vinculadas al hecho que estos son bienes sociales imprescindibles para la comunidad, es decir, son servicios públicos, cuyo transporte y distribución deben ser asegurados en términos de accesibilidad universal, eficiencia y equidad.

Por ende, esas dos lógicas contradictorias, cruzadas con un escenario de estancamiento de todo el sector energético y con un esquema de funcionamiento que ha implicado la transferencia de renta y de subsidios al conglomerado hidrocarburífero en las últimas décadas, terminaron por conformar un estado de crisis sistémica que es fundamental poner sobre la mesa para reformular estructuralmente todo el sector de la energía.

[1] Diario Página/12, Instituto de Energía Scalabrini Ortiz.

[2] https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/142968/20160401

[3] https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/142968/20160401

[4] https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/142968/20160401

[5] Datos preliminares relevados de la Asociación Argentina de Presupuesto.

[6] http://m.pagina12.com.ar/diario/elpais/1-304130-2016-07-13.html

[7] Memoria y Balance 2015 YPF S.A. presentado ante la SEC. Ver www.ypf.com

[8] http://m.pagina12.com.ar/diario/elpais/1-304130-2016-07-13.html

[9] https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/147962/20160713

[10] https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/142969/20160401

[11] https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/142969/20160401

[12] https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/142969/20160401

[13] https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/142969/20160401

[14] https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/143555/20160413

[15] https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/143132/20160404

[16] https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/143132/20160404

[17] https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/146281/20160607

[18] https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/147962/20160713

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