Industria del gas: su estructura y situación actual · 3 Contratos Take or Pay a 15 años ... Gas...
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Ing. Viviana Leegstra - Litoral Gas S.A.
Industria del gas: su estructura y situación actual
Ing. Viviana LeegstraLitoral Gas S.A.04/06/04 World Energy Council
Buenos días a todos. Mi presentación va a basarse sobre la industria del gas,
la estructura de la industria y cual es la situación actual.
Industria del Gas Natural
Producción
SegmentoDesregulado
depende de la Secretaría de Energía
Libre Competencia
Transporte DistribuciónConsumidor
final
Segmentos Regulados
dependen del Enargas, Licencias de ConcesiónLey 24.076, Decreto 1738/92 y otros Reglamentarios de la Ley, Resoluciones ENRG y Decretos del PEN
Marco RegulatorioMonopolio Natural
=Beneficios para
el Interés común
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Dentro de la industria del gas podemos hablar de dos puntos de inflexión muy
importantes, uno fue cuando se realizó la privatización que fue en el año
1992, diciembre para ser más precisos, y en ese momento quedaron bien
claros cuales eran los segmentos de esta industria. Tenemos cuatro
eslabones, uno que es la parte de la producción, que es un segmento que
quedo fuera de la regulación, los segmentos del transporte y la distribución
que están regulados y que están controlados por el ENARGAS, y el último de
los segmentos que es el de los usuarios.
El segmento de la producción está directamente controlado por la Secretaria
de Energía y se rige por las reglas del mercado, es decir, que es una cuestión
de libre competencia para la fijación de cual es el precio del gas natural en
boca de pozo. En lo que hace a los segmentos regulados, la privatización de
esta parte de la industria se realizó a través de una ley, que fue la Ley
24.076, ley que a su vez, estableció la creación de un Ente Regulador, el
Ente Nacional Regulador del Gas, que se encarga de auditar y controlar
todas las actividades de transporte y distribución de gas natural en el país.
Constituyen obviamente, un monopolio natural y esta bien que así lo sean por
el tipo de servicio que se presta a través de redes que están fijas. Por último
tenemos el eslabón del consumidor final, que son en definitiva los
beneficiarios de este sistema, manteniendo ese monopolio natural que si
bien, cuando escucha la palabra monopolio al principio siente cierta aversión,
como vamos a ver después esto constituye un beneficio para todos los
usuarios, siempre y cuando se mantengan ciertas reglas de funcionamiento.
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Contratos Take or Paya 15 años
Contratos compra de gas a largo plazo
Desarrollo del Sistema de Gas-Principales Cambios
Contratos en general de
corto o mediano
plazo
Producción Transporte Distribución Consumidorfinal
El establecimiento de estos tres elementos en la cadena de energía del gas,
provocó algunos cambios en cuanto a la relación de esos segmentos. Así por
ejemplo, entre la distribución y la producción se fijaron contratos a largo
plazo, largo plazo son 10, 15 años, lo mismo con el transporte, las
distribuidoras lo que realizan es la compra del transporte a las empresas
transportistas, para poder traer el gas desde las cuencas hasta los
consumidores finales; y como todo ese tipo de inversiones son inversiones
que se recuperan a largo plazo, son de riesgo, es necesario contar con un
flujo de fondos previsibles, de un plazo suficiente para poder recuperarlo. De
ahí la necesidad de crear contratos o firmar contratos de largo plazo.
Mientras que los consumidores finales, donde tenemos los clientes
residenciales, comerciales las pequeñas industrias, las usinas eléctricas y los
grandes industriales tienen la posibilidad de firmar contratos de corto plazo
con las distribuidoras para manejarse con mayor flexibilidad, en función de
los vaivenes que pudiese tener la economía.
Como dije, los contratos entre las distribuidoras y los productores, y las
distribuidoras y los transportistas son a largo plazo, sobre todo porque las
inversiones se realizan a riesgo, con una tarifa que es pre-fijada por el
ENARGAS y con un flujo de fondos que permitirá recuperar esa inversión en
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35 años. De ahí la necesidad de contratos y previsibilidad a lo largo del
tiempo.
Licenciatarias y Cuencas
Fuente: Enargas
En nuestro país, lo que tenemos son las cuatro cuencas bien marcadas para
la producción de gas natural. Son la Noroeste, la Neuquina, la Austral y la del
Golfo de San Jorge. Con la privatización lo que se hizo fue dividir en dos el
sistema de transporte, uno Transportadora de Gas del Norte (TGN), con toda
la parte norte y centro del país, trayendo el gas desde la cuenca Noroeste y
de la cuenca Neuquina hacia los centros de consumo y la Transportadora de
Gas del Sur (TGS) con toda la parte sur del país, para llevar el gas desde la
cuenca Austral y cuenca del Golfo de San Jorge hasta los centros de
consumo. Al igual que la parte eléctrica que vimos recién es un sistema
radial, donde todos los caminos conducen a la ciudad de Buenos Aires.
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Transporte y distribución de gas natural en Argentina: Inversiones 1992/2001
0100 0200 0300 0400 0500 0600 0700 0800 0
Acu
mul
ados
al f
in d
e ca
dap
erío
do
1992 1 993 1994 19 95 1996 1997 1998 19 99 2000 2001
Adic ionales voluntarias acumuladas para infraestructuraO bliga torias seg ún c ontrato sCompra de activos
Total: US$ 7120 millones
Dije que esto es una industria de inversión, una industria de capital intensivo,
de hecho a lo largo de estos 10 primeros años que hubo desde la
privatización, se invirtieron 7120 millones de dólares, 3200 de los cuales
fueron fruto de la compra de los activos en el momento de la privatización,
unos 500 millones de dólares fueron las inversiones obligatorias que había
que realizar durante esos períodos y luego hubo 3500 millones más de
dólares que las empresas invirtieron voluntariamente. Y lo hicieron para
poder construir el sistema de transporte y distribución que hoy por hoy
podemos estar gozando. Digamos que las empresas en este punto,
invirtieron porque lo que tenían era una previsilibidad, y lo que tenían era una
previsión a futuro y un mercado a abastecer que demostraba que podía ser
rentable a largo plazo.
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Estructura y Ajustes
Traslado de otros costos (impositivos, etc...)
Ajuste por variaciones PPITransporteRevisiones Quinquenales
- Factor X- Factor KDistribución
Regulado
Variaciones estacionalesTraslado del costo a tarifasNo reguladoGas
AjusteComponente
¿Cómo se fijaba esa estructura o por qué fue beneficioso para todos, para los
inversores para los clientes?. Por la división que se hizo de los eslabones y
por la forma en que se fijaron las tarifas y el ajuste a largo plazo. En el Gas
no regulado, lo que había era un ajuste de los precios del gas que tiene
variaciones estacionales del precio, uno al momento del inicio del verano,
otro al momento del inicio del invierno, y ese precio de gas es trasladado a
tarifas, directamente, es lo que se denomina el “pass through”, de manera tal
que las empresas distribuidoras no puedan ni ganar ni lucrar con el precio del
gas, pero a su vez traten de conseguir el mejor precio del gas, porque el
ENARGAS controla que haya sido obtenido en las mejores condiciones de
competencia que pudieran existir en ese momento, en ese segmento.
En cuanto al transporte y la distribución, los dos segmentos regulados. Los
ajustes se realizaban por PPI, porque las tarifas fueron originalmente
pactadas en dólares y como lo que se necesitaba, era que se realizaran las
inversiones para modificar lo que en ese momento en la industria del gas
durante la privatización debía corregirse y si retrocedemos en el tiempo,
había problemas de presión de gas, había problemas de conexiones, las
industrias tenían grandes problemas en acceder a la conexión de gas,
muchas poblaciones no lo tenían; entonces había que dar cierta previsión en
el tiempo de manera tal que las inversiones que son a riesgo y que hay que
realizarlas antes de recuperarlas, es decir aquí, no se trata de tener el dinero,
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recolectar el dinero de los clientes y hacer la inversión, sino todo lo contrario,
se realiza primero la inversión y ella se va a recuperar en 35 años, eso es lo
que establece la licencia.
¿Cómo se realizan estos ajustes de tarifa? Es a través de lo que se llama las
revisiones quinquenales. Las tarifas originales fueron fijadas, de manera tal
que fuesen competitivas, de hecho durante toda la época de la convertibilidad
las tarifas de gas fueron las más competitivas, incluso a nivel internacional en
el momento del uno a uno, tanto las tarifas de nuestros grandes usuarios, es
decir, de los industriales eran las más bajas comparativamente en forma
internacional, como así lo fueron los residenciales y para poder realizar las
expansiones más allá de las inversiones obligatorias que cubrieron los
primeros cinco años de la licencia, y que les hable que fueron esos primeros
100 millones de dólares, había que ir realizando nuevas inversiones. Esas
nuevas inversiones el objeto de hacerlas quinquenalmente, era para poder
decidir cuáles eran las inversiones más eficientes desde el punto de vista
técnico y económico para todo el conjunto de la sociedad. Es por ello que lo
que se realizaba, era una evaluación de las obras de infraestructura
necesarias para expandir los sistemas de transporte y distribución, en función
tanto del crecimiento vegetativo que se veía, como del crecimiento a nivel
país, el valor del PBI y cuales eran las necesidades y en que zonas debían
realizarse las expansiones, nuevos gasoductos, nuevas plantas de
compresión, nuevas estaciones de regulación, nuevas redes de distribución.
En función de esas necesidades se realizaban los proyectos, los cuales eran
presentados después al ENARGAS, quien evaluaba si eran beneficios para la
mayor cantidad de clientes posibles y si el monto de las inversiones era
razonable, si eso era así se fijaba como factor K para el siguiente quinquenio.
Dentro de ese quinquenio, a medida que se iban realizando las obras y
efectivamente puestas en funcionamiento, es decir, terminadas y habilitadas,
a partir de ese momento, entonces había un pequeño ajuste en la tarifa de
manera tal que con el flujo de fondos que se generarían durante los
siguientes 35 años se podrían recuperar la inversión que se había realizado.
Y el Factor X, es un factor de eficiencia, que lo que hace es, como vamos a
ver más adelante, como se fijan las tarifas, lo que hace en realidad es reducir
la tarifa para compartir con el cliente la eficiencia que logro la compañía,
entonces los ahorros que pudieran realizar la empresa por ser mas eficiente
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en su operación, también se comparte con los clientes como una baja de la
tarifa en general. Y otro punto que estaba concebido dentro de la estructura
tarifaria, es el traslado de los costos de otros costos, como es la parte
impositiva, se llama neutralidad impositiva, porque como veremos luego
distribuidoras y transportistas actúan como recaudadores de fondos para los
distintos entes gubernamentales.
La competencia en el Segmento Regulado
Tecnología1- Por By Pass Comercial2 - Por By Pass Físico3 - Por uso de combustibles alternativos
Calidad4 - Los Niveles de CalidadNiveles de Calidad (simulan la presencia
de otros actores que llevarían a mejorar la calidad de atención y servicio)
Precio 5 - Estructura tarifaria definida por el Ente Regulador (Tarifas Máximas)
Eficiencia 6 - Factor X aplicable en cada RQT
Yo les dije, que distribución y transporte son un monopolio natural y que si
bien uno puede sentir cierta aversión por esta palabra en realidad esta bien
que así lo sea, porque hay maneras de conseguir competencia dentro de
esos monopolios naturales, es decir, desde el punto de vista de tecnología
puede haber by pass comerciales, puede haber by pass físico, puede haber
uso de combustibles alternativos. By pass comercial significa que no
necesariamente un cliente le compra a su distribuidora sino que podría
comprarle directamente el gas a un intermediario o bien comercializadora, por
ejemplo los productores, podrían no necesariamente utilizar su sistema de
cañerías en la distribución, podría en función de la distancia que tenga a los
gasoductos de la transportista directamente hacer su propio caño y
conectarse al sistema de transporte. Y comprar su propio transporte o bien
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utilizar otro combustible, el fuel oil, el gasoil, el GLP, todo depende de una
cuestión beneficios / costo y de energía que se genera.
Monopolio natural para todos aquellos clientes que no podrían realizar un by
pass físico o comercial, como se genera competencia en un monopolio
natural? Exigiendo determinados niveles de calidad, porque eso hace que las
empresas tengan que esforzarse por prestar un mejor servicio, por servicio se
puede traducir en que tengan buena presión en las redes, que tengan buen
servicio ante un reclamo, que no tengan problemas de facturación, que
puedan conectarse al sistema rápidamente, que no tengan demoras al
hacerlo, que no haya por ejemplo a nivel técnico más de x cantidad de fugas
por kilómetros de redes, que si existe una emergencia, se acuda a esa
emergencia dentro del termino de una hora a más tardar, en fin, una serie de
indicadores de calidad que lo que hacen es mejorar la calidad del servicio
que se presta al cliente.
Precio, una estructura definida como tarifas máximas, que es lo que está en
la industria del gas, es decir, lo que ustedes ven publicado son las tarifas
máximas que la distribuidora o la transportista pueden aplicar a sus clientes,
desde allí pueden realizar bonificaciones y descuentos en función del tipo de
servicio, del volumen, etc.
Y la eficiencia, que les decía antes que es el factor x, que se aplica con cada
revisión quinquenal de tarifas, que es compartir la eficiencia que esta
alcanzando la empresa y que esta incentivada a realizarlo, porque como
puedo cobrar solamente la tarifa máxima, necesita hacer cada vez más
eficiente, disminuir sus costos para poder obtener un mayor beneficio, y como
lo que se busca es que eso si continúe en el tiempo y no se quede en un
determinado nivel de calidad, sino que siga incrementando la calidad del
servicio es que esa eficiencia se transforma en un factor K, que lo que hace
es disminuir la tarifa cada cinco años. De hecho al cabo del primer
quinquenio cuando se realizó la primer revisión quinquenal que abarco los
años 1998 al 2002, las tarifas se bajaron en un 5% de entrada, al inicio del
quinquenio.
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Principios en función de los cuales se fijaron las tarifas
Tarifas fijadas en función de costos
Rentabilidad razonable
Sin subsidios cruzados
Sistema de price cap (tarifas máximas)
Entonces bajo esos conceptos lo que se hizo, fue fijar tarifas, que cubriesen
los costos, estuviesen en función de los costos que tenían cada una de las
empresas distribuidoras o transportistas. Y es una rentabilidad razonable
porque todas las empresas pretenden legítimamente tener una rentabilidad
para poder seguir funcionando. Si no existiesen subsidios cruzados, entre los
distintos clientes, en una época lo que existía era un subsidio entre la
industria y los clientes residenciales, de manera tal que se mantenía una
tarifa baja artificialmente para el cliente residencial pero el que estaba
pagando era la industria. Cuando se realizó la privatización se prohibió por
ley que existiesen subsidios cruzados. Lo que se dijo, fue que cada cliente
pague, refleje en la tarifa que paga, el costo que implica prestarle el servicio
bajo los estándares de calidad que corresponden y se fijó un sistema de
“price cap”. Justamente para eso, que es un tope porque es un monopolio
natural no se puede dejar librado a la voluntad de las empresas el fijar el nivel
de las tarifas y es una forma de incentivar a su vez, para que se funcione
cada vez en forma más eficiente para aumentar los beneficios.
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Evolución componentes tarifa R
$ 0.00
$ 0.05
$ 0.10
$ 0.15
$ 0.20
$ 0.25
Dic'92 Ene'02
Variación total: 13.2%
Impuestos yTasas
Costo de gas
Componenteregulada (T + D)
Variación
19.1%
33.0%
4.6%
0.20630.2335
Corresponde a tarifa R Santa Fe
Por eso es que, a lo largo del tiempo desde diciembre del 92 que fue el
momento en que se firmó la privatización hasta enero del 2002, en realidad la
variación que hubo total de tarifa de un cliente residencial, mirando la tarifa
de aquí de la provincia de Santa Fe, fue un 13%. Lo que no debemos olvidar
es que aquí en la tarifa tenemos tres grandes componentes, en realidad
cuatro, es la parte del gas, la parte del transporte y la distribución, la parte
regulada y la parte de los impuestos. Si ustedes ven, la parte de los
impuestos a lo largo de este tiempo varió un 19%, la parte del costo del gas
un 33% y lo que es la parte regulada transporte y distribución un 4,6%.
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Evolución componentes tarifa ID
$ 0.00
$ 0.03
$ 0.06
$ 0.09
Dic'92 Ene'02
Variación total: 20.2%
Impuestos yTasas
Costo de gas
Componenteregulada (T + D)
Variación
18.2%
33.0%
3.6%
0.06960.0836
Corresponde a tarifa ID Santa Fe
Si miramos la tarifa de un cliente industrial, de un cliente, un gran consumidor
en lo que es la tarifa interrumpible, que ahora voy a explicar de qué se trata,
vemos que la variación en diez años fue del 20%. De nuevo uno de los
mayores cambios esta en la parte impositiva, otro el 33% esta en la parte de
gas y 3,6% en la parte de transporte de distribución. Algo interesante para
comentar aquí, son las distintas posibilidades que tienen los clientes
industriales de buscar un servicio acorde con sus necesidades. Esto se llama
interrumpible, y tal vez hayan escuchado en los diarios el tema de las
interrupciones y de empresas que no tienen disponibilidad de gas en el
transporte. Entre los servicios que se prestan, hay un servicio que se llama
firme, que lo que hace es tener una reserva de capacidad de transporte y
pagar por esa reserva de capacidad la utilice o no la utilice; y otro es un
servicio interrumpible, que si hay capacidad de transporte disponible en el
sistema, consumen gas natural, sino no lo hay, consumen los combustibles
alternativos, hecho que hasta el año 2002 era muy común. Cada empresa
cuando decidía realizar la contratación de su servicio de gas natural,
evaluaba cual era la incidencia del gas natural en su matriz de costo y
cuantos días al año podía estar trabajando con fuel oil, con gasoil o con GLP
en lugar de usar gas natural. La mayoría de las industrias está preparada
para trabajar con combustibles alternativos, de manera tal que durante el
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verano y la mayor parte del invierno, donde todavía hay transporte disponible
utiliza gas natural y en los momentos picos, en los momentos de más frío,
donde aumenta la demanda residencial y comercial por una cuestión que
bajan las temperaturas y sube el tema por las calefacciones, se colma la
capacidad de transporte y entonces las industrias que tenían el servicio
interrumpible pasaban a consumir combustibles líquidos. Esa era su
ecuación, era su decisión, cosa que se distorsionó después de la ley de
Emergencia como lo vamos a ver más adelante.
Evolución del mercado
67
110
0
20
40
60
80
100
120
en m
iles
1992 2002
Kilómetros de redes
4 553
6 007
01000
2000300040005000
60007000
en m
iles
1993 2002
Clientes servidos
Distribuidoras
Toda esa estructura de tarifas que les mostré, todos esos niveles de tarifas
que teníamos, permitieron un crecimiento de todo el sistema de gas. De esa
manera, las distribuidoras aumentaron desde 67.000 Km. que tenían de
redes y gasoductos en el año 1992 a 110.000 Km. al año 2002. Y en clientes
se pasó desde el momento de la privatización de 4,5 millones de clientes a 6
millones de clientes a fin del año 2002. Estamos hablando de clientes
atendidos. Eso si lo multiplicamos por tres o cuatro personas que estén en
cada uno de esos hogares, en realidad tenemos 24 - 22 millones de personas
que pueden estar disfrutando del servicio del gas natural por redes. Se
incrementaron en toda esta época de la privatización 250 localidades nuevas
pudieron acceder al servicio de gas natural.
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Evolución del mercado
10 192
12 774
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
1993 2002
Kilómetros de gasoductos
71
121
0
20
40
60
80
100
120
140
en m
illon
es d
e m
³1993 2002
Capacidad de transporte
Transportistas
En lo que hace al rubro de las transportistas, también hicieron numerosa
inversiones y consiguieron pasar de 10.000 Km. de gasoductos a 12.000 Km.
de gasoductos y aumentar la capacidad de transporte de 71 millones de m3/d
a 121 m3/d. Es decir, se realizaron inversiones que permitieron incrementar
no solo la capacidad de transporte para poder traer el gas desde las cuencas
hasta los centros de consumo sino todo lo que fue el sistema de distribución,
el sistema del extremo final que nos permite llegar a todos los clientes y
consumidores.
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Evolución del mercado
330
1.100
0
200
400
600
800
1000
1200
1992 2003
Estaciones de servicio
GNC
184
1.200
0
2400
en m
iles
1992 2003
Vehículos convertidos
GNC por ejemplo, al inicio de la privatización había 184.000 vehículos
convertidos, en 2003 ya había alrededor de 1.200.000 vehículos convertidos.
Y sigue creciendo el número y de estaciones, prácticamente se triplico el
número de estaciones de servicio de GNC. Aquí no es solo el tema que al
acceder o extenderse las instalaciones de gas natural, había posibilidad de
crear las estaciones, sino una política de expansión y de facilitar el consumo
de GNC, no es solo un combustible mucho más limpio que la combustión
con los combustibles líquidos, sino también una cuestión de precios que
veremos más adelante.
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Asignación de ingresos del sector regulado del gas en Argentina - 1993/2001
Costos operativos sector regulado 32%
Impuestos y ganancias 37%Compra de gas
31%
Estado Nacional Provincial Municipal66%
Accionistas privados nacionales 18.5%
Accionistas privados extranjeros15.5%
Facturación total del sector
Impuestos y ganancias
Toda esta expansión que hubo en la industria del gas, tanto en lo que fue
estructura, la incorporación de clientes, el llegar a nuevos hogares, el
promover el uso de gas natural para las pequeñas industrias, para las
grandes industrias, para las usinas, la instalación de nuevos ciclos
combinados, etc. obviamente tiene un contraparte que fue el ingreso que
recibían las empresas por esos servicios. De esos ingresos, el 31% esta
asociado a la compra del gas natural, el 32% son los costos de
mantenimiento de operación de la parte regulada y 37% impuestos y
ganancias y de ese 37% de impuestos y ganancias tenemos que el 66% va
aparar a las arcas del Estado o sea comunales, municipales, provinciales o
nacionales, y la otra parte va a los inversores internacionales, o los
inversores nacionales o aquellos que operan en bolsa, es decir, gran parte de
todos los ingresos que se aportan a través de todo el sistema de transporte y
distribución vuelve al Estado.
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Punto de inflexión: año 2002
Ley de Emergencia 25.561
– Tarifas de servicios públicos congeladas
– Precios de combustibles alternativos liberados
– Ruptura del equilibrio oferta - demanda
Hasta el 2002, como les dije con las revisiones quinquenales de tarifas, con
una previsibilidad que había a futuro, con una posibilidad de planificar obras
que se iban a realizar acompañando al crecimiento de la demanda se pudo
expandir el sistema y no hubo más falta de gas, ni hubo problemas para que
ni los residenciales ni las estaciones de GNC y las industrias pudieran
acceder y disfrutar de ese combustible. En el 2002 con la promulgación de la
Ley de Emergencia Económica, se produjo la congelación de las tarifas de
los servicios públicos, se dijo que se debían renegociar los contratos de las
empresas privatizadas en el termino de seis meses, pero lo cierto es que a
dos años y medio de la promulgación de la ley todavía no están cerradas las
renegociaciones y mientras tanto se han mantenido congeladas las tarifas.
Eso provocó a su vez, la suspensión de la segunda revisión quinquenal de
tarifas que debía llevarse a cabo durante el año 2002, la primera revisión
quinquenal abarco el periodo 98-2002 y los siguientes cinco años iban del
2002 al 2007, de esta manera durante el 2001, ya se estaba trabajando sobre
cuales eran los proyectos de infraestructura que había que realizar para
poder acompañar la expansión de todo el sistema. Esa revisión, fue
suspendida porque se dijo que debía realizarse primero la renegociación de
los contratos y luego ver toda la parte de la revisión quinquenal de tarifas.
Con lo cual una serie de obras que era necesario realizar, ya para poder
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abastecer la demanda que se preveía con un crecimiento como el histórico,
no se realizaron y si a eso le sumamos que el precio de los combustibles
alternativos quedaron liberados, eso se tradujo en que lo que tuvimos fue un
vuelco de los consumidores hacia el gas natural y fue en todos los ordenes,
fue desde los clientes residenciales hasta los clientes industriales. Los
clientes residenciales, durante mucho tiempo se dieron los casos que tenían
la red pasando por frente de la casa pero no hacían la conexión. O bien
porque no querían hacerlas instalaciones internas, tal vez no podían
financiarlas o no tenían, acceso o porque no hay tanta diferencia entre el
consumo del gas natural o la utilización de las garrafas o de los cilindros de
gas envasado. Como se liberan esos precios, esos combustibles quedaron
liberados en realidad con el precio del dólar, porque el GLP sigue el export
parity, sucedió que la diferencia de precios se hizo muy grande, con lo cual,
hubo un gran vuelco de esos clientes residenciales al gas natural. Lo mismo
paso con las pequeñas empresas, las Pymes, muchas de ellas para poder
conectarse mejor al sistema de gas natural deben hacer alguna pequeña
extensión, debían convertir todos sus equipos de combustión del gasoil, del
fuel oil, del GLP al gas natural y esa inversión normalmente, tenía un retorno
de tres años, entonces no lo hacían con la diferencia de precios que se
produjo obviamente les convenía y lo hicieron. El gas natural comprimido, la
diferencia que existió siempre entre el gas natural y las naftas o el gasoil,
hacia que fuera competitivo, de hecho iba creciendo en un orden del 10% el
consumo el GNC a lo largo de los años pero con la diferencia que esta hoy
de 0,55 a $ 2.- el valor de la nafta, obviamente que hubo un vuelco también
de toda la población a utilizar el gas natural. No solamente para servicios
como estaban originalmente que eran servicios de remises, taxis, sino que
también pasaron los autos de gran porte o de línea premium también a la
utilización del GNC. Y en la industria, los grandes usuarios, claro yo antes les
dije que podían elegir o cuando ellos hacían la contratación de lo que iba a
ser el servicio de gas, elegían un servicio firme o un servicio interrumpible. El
servicio firme obviamente tiene que pagar una prima porque están
reservando una capacidad de transporte, que tienen un mayor costo versus el
interrumpible que lo comparaban contra los combustibles alternativos. Si
quince días, veinte días tenían que utilizar combustibles alternativos la
ecuación les cerraba.
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Precios relativos
00.20.40.60.8
11.21.41.61.8
en $
/m³ e
quiv
alen
tes
Gas natural Fuel oil Gas oil Gas licuado
Dic '01 Mar '04
+250%+4%
+135%+110%
Con la diferencia de precios, vemos las comparación que hay, lo que se ha
incrementado los combustibles alternativos versus el gas natural obviamente
se volcaron también a la utilización del gas natural y a tratar de tener un
servicio firme. Es decir, aquel que no tiene interrupciones a lo largo del año y
tampoco por supuesto en el invierno cuando es el momento de mayor
consumo. Eso ¿qué provocó? Provocó una ruptura del equilibrio, por un lado,
la oferta se mantuvo en los mismo niveles o disminuyó, caso gas, respecto a
la producción se dejaron de realizar pozos de exploración y explotación, se
siguió trabajando sobre los pozos y yacimientos que ya estaban en
funcionamiento y obviamente los yacimientos van disminuyendo su
capacidad de producir gas natural a lo largo del tiempo. Y del lado de la
demanda, cada vez había mayor avidez por el gas natural. De hecho la
demanda, aumentó muchísimo, el GNC de crecer a una tasa anual del 10%
creció a una tasa del 30%. Los clientes residenciales se incorporaron a un
ritmo mucho mayor, y a su vez consumiendo más, porque como el gas
natural mantenía un valor muy barato, una tarifa muy barata, consumían sin
control, lo mismo con las pequeñas industrias y las grandes industrias, las
cuales se volcaron a utilizar masivamente en forma intensiva el gas natural.
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Utilización capacidad de transporte
0
20
40
60
80
100
120
140
EneFeb
MarAbr
MayJu
n Jul
AgoSep
OctNov
Dic
[MM
m3/
d]
Esto llevó ¿a qué? Al tema del Transporte que yo les decía antes. El
transporte es lo necesitamos para traer el gas de las cuencas a los centros
de consumo. De una capacidad 100 mm3/d normalmente en el invierno se
superaba esa necesidad de esa capacidad, porque baja la temperatura,
aumenta la demanda de los residenciales y este pico es necesario
compensarlo con los servicios interrumpibles de las industrias. Estas es una
manera eficiente de utilizar el transporte, no se podría construir gasoductos
para poder abastecer los picos de las demandas porque las tarifas deberían
ser muy caras y la mayor parte del tiempo estarían ociosos, esta es una
manera eficiente de utilizarlo, pero lo que sucede es que al no haberlo podido
realizar esas expansiones en el transporte, estas necesidades y este pico
cada vez se extiende más en el tiempo, esta curva en realidad esta por aquí
arriba en estos momentos.
Seminario Rosario
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Industria del Gas Natural
Producción Transporte DistribuciónConsumidor
final
• Restitución del equilibrio
• Sustentabilidad
Eso es a lo que nos llevó la crisis energética que tenemos hoy. Falta de gas,
problemas de transporte, clientes que con mayor intensidad quieren poder
consumir gas natural, por una cuestión de comodidad, por una cuestión de
precios, por una cuestión de calidad de vida, pero para ello es necesario
restituir el equilibrio; para que en una forma sustentable el consumidor final
pueda tener energía, en forma continua, pueda tener energía a un precio
competitivo y para que él pueda ser competitivo y a su vez sustentable en
forma sostenida es necesario que los tres eslabones anteriores también
tengan tarifas que sean sustentables en el tiempo y puedan mantener la
calidad del servicio que tuvieron hasta el año 2002. Muchas gracias.