Medidas en el Sector Energético para superar la Crisis de Desabastecimiento

Medidas en el Sector Energético para superar la Crisis de Desabastecimiento

Raúl E. García

Buenos Aires, Septiembre de 2004

Para reconducir el proceso de crecimiento de la infraestructura y el servicio, Primero hay que tener un buen diagnóstico del: desde dónde partimos

- Casi estamos como en los inicios de los 90´s en cuanto al problema a resolver: la infraestructura – y su correspondiente inversión- que nunca alcanza para satisfacer la demanda a precios distorsionados – nivel y estructura relativa- (problema de asignación de recursos que se profundiza con el tiempo y da continuidad a la crisis )

- Con diferencias importantes respecto de esa década:

• Los actores con diferentes roles (relevancia del sector privado en la provisión de los servicios);

• Problemas de credibilidad para atraer inversiones (sin renegociación de la deuda externa, renegociación de contratos atrasada, entre otros)

• Las fuentes de la falta de atención del servicio fueron diferentes

La Crisis de Abastecimiento

Hubo aspectos que:

- Prepararon el terreno para su ocurrencia

• La caída de la actividad económica antes y durante la crisis (caída de la inversión voluntaria en todos los eslabones de la cadena)

• La demora e indefinición respecto de la renegociación contractual (2 años y 8 meses luego de la LE)

Detuvo el impulso inversor (impacto sobre la oferta de LP)


• Fuerte distorsión de los precios relativos del gas y de la electricidad (vs. Combustibles líquidos y otros precios de la economía)

Incremento de la demanda de gas

• Incertidumbre sobre el modelo institucional para el desarrollo de la infraestructura (impacto sobre la oferta de LP)


- Anticiparon su advenimiento.

• Disminución de la generación hídrica

• Recuperación de la actividad económica

• Crecimiento de las exportaciones

Las medidas y las señales

Las medidas :

• Sendero de precios del gas

• Importación de Energía (Gas de Bolivia, FO de Venezuela y EE de Brasil)

• Reducción Exportaciones de Gas

• MEG

• Renegociación de Contratos

• Enarsa

• Fondos Fiduciarios de Inversión

• Ley de Servicios Públicos


Las señales

Son de un Modelo Híbrido, con:

• Mayor intervención directa del gobierno en las decisiones propias de las empresa (Inversiones, precios y tarifas)

• Conflicto de roles con el sector privado y en el ámbito institucional

Enarsa y las empresas privadas

Disminución de la competencia del Enargas


• Mayor componente político-social en la definición de las tarifas

• Discrecionalidad en conflicto con transparencia y automaticidad

• Cuestionamiento de los marcos regulatorios y la vía de la regulación contractual

• Las obligaciones de inversión sin asociación con el incentivo económico

• Problemas de eficiencia asignativa y productiva parecen profundizarse

• Asociarse al Estado en calidad de inversor para disminuir riesgos políticos y regulatorios. Hay muchos ejemplos.

Situación Pre-LEPSituación Pre-LEP

• Precio del gas negociado libremente

• Mercado usuarios poco segmentado

•Mercado de gas concentrado

• Precio del gas negociado libremente

• Mercado usuarios poco segmentado

•Mercado de gas concentrado

• Precio del gas negociado con intervención del Estado (Estado, productores, Gdes.U, Distcos)

• Mercado segmentado:

-Distcos para Usuarios R y P (1-2)- aj. Desde ? a dic-06

-Usuarios Ind R208, Usinas, Nuevos Us.Dir. – aj.precios may-04 a jul-05 para grandes usuarios con by pass

-Viejos Us.Dir.: Renegociación

-Exportaciones: pcio. libre en U$S

¿Precios libres 1/1/07 ? ¿Convergencia segmentos?

• Precio del gas negociado con intervención del Estado (Estado, productores, Gdes.U, Distcos)

• Mercado segmentado:

-Distcos para Usuarios R y P (1-2)- aj. Desde ? a dic-06

-Usuarios Ind R208, Usinas, Nuevos Us.Dir. – aj.precios may-04 a jul-05 para grandes usuarios con by pass

-Viejos Us.Dir.: Renegociación

-Exportaciones: pcio. libre en U$S

¿Precios libres 1/1/07 ? ¿Convergencia segmentos?

Escenario Post-LEPEscenario Post-LEP

Dto.181 – Res.MPF 208 – Sendero de Precios

• Esquema de normalización del precio del gas en boca de pozo y acuerdo con los productores: cronogramas de ajuste de precios

- Para Usuarios “Industriales”, “Generadores” y “Nuevos Consumidores Directos” (P3,G,FD,ID,GNC): entre mayo 2004 y julio 2005

- Para R, P1 y P2: hasta diciembre 2006 (fecha inicial?)

- Además perduran otros 2 segmentos: mercado externo y “antiguos” usuarios directos

Los Decretos 180 y 181/2004

Sendero de Precios de Gas en Boca de Pozo a Usuarios Industriales R.208

1/5/04 1/10/04 1/5/05 1/7/05NOA 0.439 40% 18% 18% 18%Neuquina-TGS 0.525 33% 15% 15% 15%Neuquina-TGN 0.525 33% 15% 15% 15%Chubut Sur 0.369 50% 23% 23% 23%Santa Cruz 0.369 44% 20% 20% 20%Tierra del Fuego 0.369 43% 19% 19% 19%

NOA 0.439 1.019 1.276 80% 132%Neuquina-TGS 0.525 1.075 1.478 73% 105%Neuquina-TGN 0.525 1.075 1.478 73% 105%Chubut Sur 0.369 1.019 - - 176%Santa Cruz 0.369 0.916 1.110 82% 148%Tierra del Fuego 0.369 0.897 1.110 81% 143%

Valor Ref. Jul-05/ Pcio.

Exportación

Valor Ref. Actual Mayo 2001 (US$/MMBTU)

Sendero de Incrementos (%)

Valor Ref. Actual Mayo 2001 (US$/MMBTU)

Valor Ref. Jul-05 (US$/MMBTU)

Variación Acumulada

Zona recepción

Zona recepciónPrecio

Exportación (US$/MMBTU) (*)

Proyección ComparadaPrecios de Gas Usuarios Residenciales y P1-2 vs.

Precios de Gas Usuarios Industriales R.208 vs. Precios de Exportación/Importación

Evolución Precio Gas Boca Pozo

-

10

20

30

40

50

60

70

Inv.

'94

Ver

. '9

4/'9

5

Inv.

'95

Ver

. '9

5/'9

6

Inv.

'96

Ver

. '9

6/'9

7

Inv.

'97

Ver

. '9

7/'9

8

Inv.

'98

Ver

. '9

8/'9

9

Inv.

'99

Ver

. '9

9/'0

0

Inv.

'00

Ver

. '0

0/'0

1

Inv.

'01

Oct

-01

Dec

-01

May

-02

Oct

-02

May

-03

Oct

-03

May

-04

Oct

-04

May

-05

Jul-

05

US

$/10

00 M

3

Precio Exportación Cuenca Neuquina Precio Exportación Cuenca NoroestePrecio Exportación Cuenca Austral Precio Importación Gas BoliviaCuenca Neuquina Cuenca Neuquina Mdo. GU Sendero RecompCuenca Noroeste Cuenca Noroeste Mdo GU Sendero RecompCuenca Austral Cuenca Austral Mdo GU Sendero Recomp

(*) Precio de exportación de mayo de 2004 neto de retenciones

By pass compulsivo

• El Dto. 181 faculta a la SE a determinar las categorías de usuarios y las fechas a partir de las cuales las Ditcos no podrán abastecerlos con gas de sus contratos

• El Dto. 180 permite a las Distcos formar su propio Comercializador

• El Dto. 181 establece obligaciones de suministro para los productores para los distintos segmentos de precios “subsidiados”

Los Decretos 180 y 181/2004

• Pass through ENARGAS:

-Precio del gas único para todas las tarifas

-Traslado no automático

-Mecanismo de incentivos compras spot

• Pass through ENARGAS:

-Precio del gas único para todas las tarifas

-Traslado no automático

-Mecanismo de incentivos compras spot

• Pass through Sec. Energía-ENARGAS:

-Precio del gas segmentado por tipo de cliente

-Traslado automático de los precios que se transan ante el MEG

-Sistema Pass through anterior para contratos fuera del MEG

• Pass through Sec. Energía-ENARGAS:

-Precio del gas segmentado por tipo de cliente

-Traslado automático de los precios que se transan ante el MEG

-Sistema Pass through anterior para contratos fuera del MEG

Situación Pre-LEPSituación Pre-LEP Escenario Post-LEPEscenario Post-LEP

• Mercado a término con contratos entre partes confidenciales

• Mercado spot poco desarrollado

• Mecanismo de reventa de capacidad de transporte:

-Escasa utilización

-Precio máximo

• Mercado a término con contratos entre partes confidenciales

• Mercado spot poco desarrollado

• Mecanismo de reventa de capacidad de transporte:

-Escasa utilización

-Precio máximo

• MEG

-Difusión de información sobre contratos y despacho

-Mercado spot diario “obligatorio” de gas y transporte

-“Asegurar interacción” entre oferentes y demandantes

• Reventa de capacidad vía MEG

-Oferta compulsiva de la capacidad no nominada cada día

-Precio libre

• MEG

-Difusión de información sobre contratos y despacho

-Mercado spot diario “obligatorio” de gas y transporte

-“Asegurar interacción” entre oferentes y demandantes

• Reventa de capacidad vía MEG

-Oferta compulsiva de la capacidad no nominada cada día

-Precio libre


• Estructura tarifaria distribución

-Tarifas por categoría de servicio, en función de costos y tipo de demanda

-Margen de distribución interrumpible (DI) mucho < firme: el corte del servicio depende de la disponibilidad de transporte incentivo para los usuarios directos con servicio firme a pagar DI


-Tarifas por categoría de servicio, en función de costos y tipo de demanda

-Margen de distribución interrumpible (DI) mucho < firme: el corte del servicio depende de la disponibilidad de transporte incentivo para los usuarios directos con servicio firme a pagar DI


-Modificación de la estructura previa, segmentando los ajustes por “capacidad de pago”

-Aumento margen de DI: para disminuir el incentivo a que los usuarios firmes utilicen servicio interrumpible (free riding)

-Cambio en las tarifas GNC a un esquema de servicio Firme/ Interrumpible


-Modificación de la estructura previa, segmentando los ajustes por “capacidad de pago”

-Aumento margen de DI: para disminuir el incentivo a que los usuarios firmes utilicen servicio interrumpible (free riding)

-Cambio en las tarifas GNC a un esquema de servicio Firme/ Interrumpible


• Financiamiento Expansiones

-Decisiones descentralizadas

-Incentivos a selección de proyectos eficientes y reducción de costos de capital

-Criterios incremental (aporte beneficiarios directos) y roll in (factor K): se delimitaba casos aplicables

-Financiación a largo plazo (vida activos 35/40 años)


-Decisiones descentralizadas

-Incentivos a selección de proyectos eficientes y reducción de costos de capital

-Criterios incremental (aporte beneficiarios directos) y roll in (factor K): se delimitaba casos aplicables

-Financiación a largo plazo (vida activos 35/40 años)


-Selección de proyectos a cargo del Estado (SE) – Selección de proveedores y contratistas

-Fondo fiduciario: separa activos nuevos

-Repago vía cargos extra-tarifarios: fuera del esquema de incentivos

-Financiación a corto plazo (7-8 años) de activos de largo plazo

¿Transitorio?


-Selección de proyectos a cargo del Estado (SE) – Selección de proveedores y contratistas

-Fondo fiduciario: separa activos nuevos

-Repago vía cargos extra-tarifarios: fuera del esquema de incentivos

-Financiación a corto plazo (7-8 años) de activos de largo plazo

¿Transitorio?


Comentarios

• Este sistema difiere de lo concebido en el marco regulatorio: expansiones las decidía la firma en función de la demanda; si las tarifas no cubrían la rentabilidad del proyecto, las vías eran: el aporte adicional de los usuarios involucrados en la expansión (criterio incremental); la financiación mediante un incremento tarifario - factor K- (criterio roll in)

• El esquema de regulación por incentivos buscaba, por un lado, promover la expansión de los sistemas de transporte y distribución y ,por otro, generar incentivos para la eficiencia en la selección de los proyectos y para la reducción de los costos de inversión

Fondo Fiduciario para Expansiones de Transporte y Distribución de Gas

Comentarios

• Esquema planteado:

- Mayor peso del Estado en las decisiones de inversión y asignación de recursos

- Licenciatarias operadoras pero se diluye su responsabilidad de abastecimiento

• Si bien está previsto como un mecanismo de financiación de inversiones necesarias en un período de dificultad de acceso al crédito para expansiones del sistema, la finalización de la vigencia del régimen establecido en el decreto es incierta, ya que depende del cumplimiento de objetivos difusos

• Afecta el proceso de renegociación

Fondo Fiduciario para Expansiones de Transporte y Distribución de Gas

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Raúl E. García

Buenos Aires, Septiembre de 2004

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