mecanismos regulatorios para la reducción de los subsidios
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Mecanismos regulatorios para la reducción de los subsidios a la energía en una macroeconomía inestable
Lic. Mauricio E. RoitmanPresidente del ENARGAS
XXIII Reunión Anual de Reguladores de la Energía de ARIAEARIAE MeetingPunta Cana – 8 de Mayo 2019
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2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Metrogas: evolución de ingresos operativos medios, tipo de cambio y precios mayoristasÍndices base 2000 = 100
Ingreso medio
Ingreso Medio + Res. SE 263/15
IPIM INDEC
Tipo de cambio A 3500
Situación tarifaria al 2015
Situación tarifaria al 2015
6,5
0,7
4,0
1,2
3,1
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Subsidio82%
0
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4
6
8
10
12
14
Costo pagado por el usuario
USD
/MM
BTU
6,5
1,7
2,4
Subsidio96%
0
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4
6
8
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14
Costo pagado por el usuario
USD
/MM
BTU
AMBA: Tarifa media residencialUsuario R23 (90 m3/mes)
Neuquén: Tarifa media residencialUsuario R23 (200 m3/mes)
Normalización institucional, reforma del mercado y reducción de subsidios al gas en Argentina
Navajas (2010) señala que la transición requiere preguntarse primero a dónde se quiere llegar como esquema permanente.
La actual reforma tuvo una motivación inicial de origen fiscal y de nivel tarifario.
Luego dio paso a:
La configuración de tarifas finales y su mecanismo de ajuste temporal mediante la Revisión Tarifaria Integral (RTI). El
desactivar los juicios en CIADI y otros tribunales también fue uno de los objetivos alcanzados en este proceso.
Fin de la vigencia de la Ley de Emergencia Económica y plena vigencia de los marcos regulatorios de los ‘90s.
Ordenamiento institucional: normalización de Entes Reguladores.
LARGO PLAZO CORTO PLAZO
InstitucionesMarco Regulatorio
Diseño de mercado o intervención
Configuración de tarifas finales
Sendero de transición
Fuente: Navajas, F., “Energía en la Argentina: Diagnósticos, Desafíos y Opciones”, 2010.
Normalización institucional, reforma del mercado y reducción de subsidios al gas en Argentina
Se siguió un camino gradualista (con intervención para volver al diseño de mercado de los 90’s), tanto por el lado
de la oferta como por el lado de la demanda, tratando de:
Eliminar las múltiples distorsiones (tarifas diferentes, subsidios cruzados, precios de OyD distintos,
subsidios generalizados a OyD).
Unificar precios mayoristas.
Las tarifas, fruto de la configuración heredada y para evitar impactos distributivos importantes, no tuvieron
grandes cambios de estructura sino mas bien de niveles y del mecanismo de actualización.
La oferta continuó recibiendo precios mayoristas segmentados pero en la dirección de la unificación.
Se instrumentaron mecanismos para darle mayor sustentabilidad política al programa: tarifa social, con un
mecanismo de focalización y centrada en la demanda.
Normalización institucional, reforma del mercado y reducción de subsidios al gas en Argentina: las claves
1. Reducción gradual de subsidios al gas en PIST (MINEM) siguiendo un sendero y estableciendo una Tarifa Social
Federal (MINEM).
2. Revisión Tarifaria Integral (RTI) en Transporte y Distribución (ENARGAS) con Programa de Inversiones Obligatorias
(PIO) a cargo de las prestatarias.
3. Normalización institucional del ENARGAS y normativa (fin Ley de Emergencia Económica) volviendo a la plena
vigencia de la Ley 24.076.
4. Traslado (Pass through) de precios del gas a tarifa de acuerdo a la Ley 24.076, primero mediante sendero de
precios que permitió recontractualizar y, luego, mediante unificación del precio del gas y subasta de gas firme
para distribuidoras (en feb-19).
5. Decreto 1053 del 2018 para eliminar Diferencias Diarias Acumuladas por tipo de cambio.
6. Reactivación de exportaciones (principalmente a Chile).
1. Reducción gradual de subsidios al gas en PIST (MINEM)Subsidios energéticos como % del PBI – 2003 al 2019
Fuente: Subsecretaria de Planeamiento, Secretaría de Gobierno de Energía (SGE).
1. Reducción gradual de subsidios al gas en PIST (MINEM)Precio domestico del gas natural y % de subsidio sobre el ingreso, 2012 – 2019p
Fuente: Subsecretaria de Planeamiento, Secretaría de Gobierno de Energía (SGE).
1. Tarifa social: alcance y características
Tarifa Social Federal es una política pública orientada a los usuarios residenciales de servicios públicos en situación de
vulnerabilidad socioeconómica.
Consiste en un descuento en el valor del gas contenido en la tarifa, sobre un bloque preestablecido de m3 mensuales
aplicado en la factura.
Actualmente hay 1.371.952 de hogares incorporados a la Tarifa Social.
Representa una cobertura del 15% sobre el total de usuarios residenciales de gas por redes.
2. Revisión Tarifaria Integral (RTI) en transporte y distribución (ENARGAS)
La Res. 31/2016 del MINEM estableció la adecuación de los márgenes de transporte y distribución a cuenta de la RTI,teniendo en cuenta la situación económico financiera de las empresas.
Esta adecuación de los márgenes no se hizo efectiva por el fallo de la CSJN.
A partir de octubre 2016, se implementó la adecuación de márgenes de transporte y distribución a cuenta de la RTI, ydesde abril 2017 se aplicaron los resultados de la RTI en forma escalonada.
𝑻𝑻𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨 𝑻𝑻𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨 𝑨𝑨 𝐱𝐱 (𝑰𝑰𝑰𝑰𝑭𝑭𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑨𝑨𝑫𝑫
− 𝑨𝑨) Δ% 2do Escalón CE𝑻𝑻𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨 𝟐𝟐
Δ% 3er Escalón
• T: tarifa• IP: Índice de Precios al por Mayor (INDEC)• Δ% 3er escalón: aplicación del 30% del incremento tarifario determinado en la RTI.• CE: compensación por escalonamiento tarifario.
Segundo ajuste semestral (Abril 2018):
2. Revisión Tarifaria Integral (RTI) en transporte y distribución (ENARGAS)
Aumento en transporte y distribuciónComposición de tarifa final sin impuestos, promedio residencial excepto Patagonia
GAS NATURAL
53,9%TRANSPORTE
14,8%DISTRIBUCIÓN
31,3%
Nuevo precio de gas en el PIST(pass through)
+Diferencias Diarias Acumuladas
Ajuste No Automático
Abril 2018 y abril 2019: IPIMOctubre 2018: Promedio variación del IPIM, Salarios e Índice
de la Construcción.
- Según contratos, siempre que el volumen supere el 50% de la
demanda -
2. Revisión Tarifaria Integral (RTI) en transporte y distribución (ENARGAS)
Metrogas, subzona CABA, tarifa abril 2019 y consumo promedio anual
55,7%
50,2%
38,3%
13,5%
12,2%
13,3%
7,7%
14,5%
25,4%
23,1%
23,1%
23,1%
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
P3
P1/P2
R
GN TRANSPORTE DISTRIBUCION IMPUESTOS
3. Normalización institucional del ENARGAS y normativa Fin Ley de Emergencia Económica, volviendo a la plena vigencia de la Ley 24.076.
Normalización institucional: Vuelta a la designación del Directorio conforme lo previsto en los arts. 54 y 55 de la ley 24.076. El proceso de
normalización comenzó con el Decreto N°844/16 que ordenó al ex MINEM que llevara adelante el correspondiente procedimiento de selección
conforme el imperativo legal y se completó con la designación de la totalidad de sus miembros por el Decreto N°83/18.
Normalización regulatoria: La resolución N°31/16 del ex MINEM ordenó llevar a cabo los procedimientos de Revisión Tarifaria Integral dando
cumplimiento a las actas acuerdo de renegociación de los contratos de licencia realizadas en el marco de la Ley 25.561.
Además, se readecuaron las licencias de las tres empresas que hasta entonces no habían llegado a acuerdo con el Estado Nacional.
El ENARGAS llevó a cabo el procedimiento de Revisión Tarifaria, como resultado del cual la totalidad de las licenciatarias de transporte y
distribución entendieron que se daba cumplimiento a las pautas previstas en la renegociación y desistieron de los reclamos contra el Estado
Nacional.
Finalizados estos procedimientos, cobraron plena vigencia las disposiciones del Marco Regulatorio en materia tarifaria, adecuándose además la
metodología en lo atinente al ajuste semestral previsto en la licencia original.
4. Traslado (Pass through) de precios del gas
1,3
3,42 3,77
4,19 4,68
5,26 5,96
6,80 6,80
0,16
1,29 1,47 1,68 1,92 2,20 2,52
2,89 3,32
3,81 4,38
5,05 5,82
6,72
0
1
2
3
4
5
6
7
8
jul-1
6
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-17
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7
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precio promedio distribuidoras -no patagonia- GNL 2016 * precio promedio patagonia
3,94,55*
* Pesificado por el semestre (abr-19 / sept19…o dic19) a $41 sin DDA por variación del tipo de cambio.
4. Traslado (Pass through) de precios del gas
1,3
3,43,8
4,2
4,7
3,9
4,6
0,2
1,31,5
1,71,9
2,22,5
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0ju
l-16
ago-
16
sep-
16
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16
nov-
16
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16
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17
feb-
17
mar
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17
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7
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17
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8
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18
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18
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18
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19
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19
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-19
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19
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9
ago-
19
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19
oct-
19
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19
dic-
19
USD
/MM
BTU
Precio promedio distribuidoras No patagonia Precio promedio Patagonia
Nota: los precios están pesificados para el semestre (abr-19 / sept19 o dic19) a $41 sin DDA por variación del tipo de cambio.
4. Traslado (Pass through) de precios del gas
En febrero 2019 se realizó en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, a través del Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), un concurso de
precios para el abastecimiento de gas natural firme para usuarios del servicio completo de distribución.
La subasta se realizó en dos jornadas, el 14 de febrero se subastó el gas proveniente de todas las cuencas excepto Noroeste, y el 15 de
febrero se realizó la subasta correspondiente al gas de cuenca Noroeste.
El producto a subastar tuvo las siguientes características:
Plazo: 12 meses, desde el 1 de abril 2019 al 31 de marzo 2020.
Clausulas TOP / DOP: 70%.
Relación Cantidad Máxima Diaria (CMD) verano / invierno: 1:2,5.
Meses de verano: octubre – abril. Meses de invierno: mayo – septiembre.
Distribuidora CMD verano asi (En m3/d) % sobre total asignado Precio promedio ponderado
Sur 3.999.456 22% 4,63Ban 2.704.585 15% 4,59
Metrogas 2.500.000 14% 4,62Litoral 2.345.878 13% 4,50Centro 1.870.622 10% 4,41
Pampeana 1.695.544 9% 4,62Cuyana 1.400.000 8% 4,61Gasnor 1.069.812 6% 4,35Gasnea 277.048 2% 4,59
Redengas 157.055 1% 4,58Total 18.020.000 100% 4,56
4. Traslado (Pass through) de precios del gas
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
abril mayo junio julio agosto septiembre
En M
Mm
3
TOTAL CMD
MEGSA PRIVADO SPOT DEMANDA
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
abril mayo junio julio agosto septiembre
En M
Mm
3
TOTAL DOP*
MEGSA PRIVADO SPOT DEMANDA
* Se considera MEGSA al 70% de la CMD y privados al 85%. En el caso de BAN, Cuyana y REDENGAS se toman únicamente los contratos considerados para el pass through.
Demanda vs cobertura contratos: TOTAL PAIS
5. Decreto 1053 del 2018 para eliminar Diferencias Diarias Acumuladas por tipo de cambio
El Decreto 1053/2018 modifica el Presupuesto General de la Administración Nacional para el ejercicio 2018.
Establece que el Estado Nacional asume, con carácter excepcional, el pago de las diferencias diarias acumuladas generadas exclusivamente por
variaciones del tipo de cambio entre el 1º de abril de 2018 y el 31 de marzo de 2019.
El ENARGAS determinará el monto neto correspondiente a las diferencias diarias acumuladas por variaciones de tipo de cambio.
El monto neto resultante se transferirá a cada prestadora en TREINTA (30) cuotas mensuales y consecutivas a partir del 1° de octubre de 2019.
Para determinar esas cuotas, se utilizará la tasa de interés que el ENARGAS aplica conforme lo previsto en el punto 9.4.2.5 mencionado -tasa
efectiva del BANCO DE LA NACIÓN ARGENTINA para depósitos en moneda argentina a TREINTA (30) días de plazo, “pizarra”-.
Esto resulta aplicable sólo para aquellas prestadoras del servicio de distribución de gas natural por redes y para aquellos proveedores de gas
natural que adhieran a este régimen y renuncien expresamente a toda acción o reclamo derivado de las diferencias diarias acumuladas.
Adicionalmente, el Decreto determina que a partir del 1º de abril de 2019 los proveedores de gas natural y las prestadoras del servicio de
distribución de gas natural por redes deberán prever en sus contratos que en ningún caso podrá trasladarse a los usuarios que reciban servicio
completo el mayor costo ocasionado por variaciones del tipo de cambio ocurridas durante cada período estacional.
6. Reactivación de exportaciones (principalmente a Chile) y crecimiento de la producción.Exportaciones de gas natural por país de destino, 1997 – 2019p
25
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1214 15
17 18 17 16
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2 2 15
2,0 1,5
1,11,2
0,9 1,2
0,60,7
2
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8
13
16 16
1920
19 18
7
3 21 1 0,3 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3
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2019
p
mcm
/day
CHILE BRASIL URUGUAY OTHER (LNG)
Fuente: Subsecretaria de Planeamiento, Secretaría de Gobierno de Energía (SGE).
6. Reactivación de exportaciones (principalmente a Chile) y crecimiento de la producciónExportaciones de gas natural enero 2018 – abril 2019p
0,5 0,41,1 1,2 0,7 0,5 0,5 0,5 0,6
1,5 1,9
5,44,6
6,3 6,47,6
0
1
2
3
4
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9en
e-18
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8
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18
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18
nov-
18
dic-
18
ene-
19
feb-
19
mar
-19
apr-
19p
mcm
/day
Fuente: Subsecretaria de Planeamiento, Secretaría de Gobierno de Energía (SGE).
6. Reactivación de exportaciones (principalmente a Chile) y crecimiento de la producción
Producción local 12 meses
Bolivia
GNL
GO/FO
50
70
90
110
130
150
170
190
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Fuente: Ormaechea (2018). “El futuro del petróleo y gas en Argentina”.
6. Reactivación de exportaciones (principalmente a Chile) y crecimiento de la producción
Producción local12 meses
Expo regional Expo regionalProduccion Local Invierno
Bolivia
Produccion local invierno
GNLGO/FO
50
70
90
110
130
150
170
190
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Fuente: Ormaechea (2018). “El futuro del petróleo y gas en Argentina”.
Problema 1: Traslado (Pass through) de precios del gas en una macroeconomía inestable.El problema de la asignación del riesgo (cambiario)
Conjetura:
La asignación difusa de los derechos y obligaciones sobre los riesgos puede generar problemas de importancia
en el mercado (teoría: ¿Existe equilibrio?)…
Riesgo cambiario no definido entre distribuidores, usuarios, productores y Estado Nacional.
Ante la ocurrencia del evento nadie tiene incentivos a hacerse cargo del costo del evento (devaluación).
Solución: Art. 8 Decreto 1053
ARTÍCULO 8º.- Determínase que a partir del 1º de abril de 2019 los proveedores de gas natural y las prestadoras
del servicio de distribución de gas natural por redes deberán prever en sus contratos que en ningún caso podrá
trasladarse a los usuarios que reciban servicio completo el mayor costo ocasionado por variaciones del tipo de
cambio ocurridas durante cada período estacional.
Subasta de gas firme para distribuidoras en feb-19: con riesgo cambiario a cargo de los productores de gas.
Problema 2: Seguridad de abastecimiento / competencia..
Principal crítica al programa:
Mercado mayorista con objetivo de abastecimiento por sobre eficiencia/competencia.
Posible respuesta a la crítica al programa:
Sin cuasi-rentas a la oferta, el crecimiento acelerado de la producción no hubiera sido tal y
no se hubiera podido emprender las reformas pro competencia que comenzaron (también
forzadas por la situación macro) a partir del último trimestre de 2018.
Producción de gas natural No convencional
CAGR +92.3%
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10
20
30
40
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n-09
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-09
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15Ju
l-15
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r-16
Jul-1
6O
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6Ja
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l-17
Oct
-17
Jan-
18Ap
r-18
Jul-1
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8Ja
n-19
mcm
/day
SHALE TIGHT
DEC-15 / MAR-19CAGR +28%
CAGR +4.7%
CAGR +92.3%
Fuente: Subsecretaria de Planeamiento, Secretaría de Gobierno de Energía (SGE).
Producción de gas natural
* Data for March 2019 is provisional
Fuente: Subsecretaria de Planeamiento, Secretaría de Gobierno de Energía (SGE).
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