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URUGUAY

Estructura del sector de gas natural Uruguay carece de reservas tanto de petróleo como de gas natural. Sin embargo, en su

matriz energética primaria predomina la utilización del petróleo con un 57% con lo cual debe importar la totalidad de lo que consume. El segundo lugar de importancia dentro de la matriz energética lo ocupa la energía hidroeléctrica con un 29%. Mientras que el mercado de gas natural tiene escaso desarrollo. La oferta interna de este energético tiene una participación de sólo el 1% dentro de la matriz energética uruguaya.

En este contexto, sólo tres empresas llevan a cabo las actividades económicas relacionadas con el sector de gas natural, las compañías distribuidoras (Gaseba Uruguay S.A. en Montevideo y Conecta S.A. en el interior), una compañía transportadora (Gasoducto Cruz del Sur S.A.) y ANCAP (que opera como transportista y comercializador de gas).

Matriz energética primaria - 2001

Otras1,5%

Carbón mineral0,0%

Gas natural0,9%

Leña12,1%

Petróleo56,9%

Hidro electricidad

28,6%

Fuente: Dirección Nacional de Energía.

Consumo de gas natural por destino - 2001

Servicios

3,2%

Residencial

1,8%

Industrial 95,0%

La mayor parte del gas natural es demandado por la industria (95%). Por su parte, el sector

de servicios demanda el 3,2% del gas natural y el sector residencial consume el 1,8% restante, siendo la electricidad y la leña y el carbón vegetal las principales fuentes de energía utilizadas por las familias, en tanto el sector transporte está dominado por las gasolinas y las naftas.

En 2001 Uruguay consumió unos 36,5 millones de m3 de gas natural, es decir unos 0,1 millones de m3 diarios, los cuales fueron importados en su totalidad desde Argentina. El sistema de transporte de gas natural del país está compuesto por dos gasoductos. El primero, que entró en operación en 1999, es el gasoducto “Cr. Federico Slinger”, también denominado “Gasoducto del Litoral”; construido y operado por ANCAP. Cruza el río Uruguay desde la República Argentina a través del puente Paysandú–Colón y abastece varias plantas industriales de Paysandú así como la red de distribución de la misma ciudad operada por Conecta. Tiene una capacidad de transporte de 0,5 millones de m3 diarios y opera con un grado de utilización en torno al 20%.

El segundo, inaugurado a fines de 2002, es el gasoducto Cruz del Sur. Se extiende desde Punta Lara en la provincia de Buenos Aires, hasta la ciudad de Montevideo. Es un caño de 24 pulgadas de diámetro y 200 km de extensión, de los cuales 55,4 km corresponden a un tramo que pasa por debajo del lecho del Río de la Plata hasta la ciudad de Colonia y cuenta con una capacidad de transporte de 6 millones de m3 diarios. En el proyecto se invirtieron u$s 170 millones y es propiedad de un consorcio donde participan BG (operador técnico con el 40%), Penergy (30%), Wintershall (10%) y Ancap (20%). Además de abastecer a las localidades de Montevideo, Colonia, San José de Mayo, Canelones, Pando y Ciudad de la Costa a través de las distribuidoras Gaseba y Conecta, el nuevo gasoducto alimentará las centrales termoeléctricas de La Tablada y Battle por 1,5

N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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millones de m3 por día. También se cerró un contrato con Usinas y Transmisiones Eléctricas, una termoeléctrica estatal, por otros 500 mil m3 diarios, pero la sociedad tiene demorada la construcción de la generadora eléctrica que empleará dicho gas. Asimismo, existe un proyecto para extender el caño hasta Porto Alegre (Brasil), que implica una obra con una duración de 4 años y una inversión de u$s 400 millones, pero no se iniciará antes de que exista la demanda del otro lado del caño.

Dada la estructura de la demanda de gas uruguaya, con una alta dependencia en la performance de la actividad industrial, el ambiente recesivo de 2002 hizo caer las importaciones de gas natural desde Argentina en 44% en los primeros 8 meses de 2002 frente a igual período del año pasado, las cuales pasaron de 111.000 de m3 diarios a 62.000 de m3 diarios.

Respecto a la posibilidad de desarrollar el gas para uso vehicular, las autoridades uruguayas mencionaron que no habrá tratamiento impositivo diferencial y auguraron una paulatina penetración del gas en la matriz energética. Sin embargo, estos objetivos podrían entrar en conflicto ya que de no contarse con masa crítica de mercado el precio del gas no será muy competitivo y no habrá sustitución alguna de combustibles.

Por otra parte, la posibilidad de expansión del abastecimiento de gas natural a Uruguay a través del nuevo gasoducto Cruz del Sur puede sufrir limitaciones si el ducto no continúa hasta el sur de Brasil donde está la gran demanda potencial, en especial teniendo en cuenta que el tramo subfluvial (por el Río de la Plata) fue diseñado con una capacidad de transporte de 18 millones de m3 diarios, el triple del abastecimiento potencial del ducto instalado en tierra uruguaya y que abastece a Montevideo y aledaños. De esta forma, la sobreinversión del proyecto podría implicar una mayor carga para los consumidores uruguayos haciendo menos atractivo la utilización de gas natural.

En este contexto, en el corto plazo la expansión de los envíos de gas natural a Uruguay dependerán de la recuperación de la actividad industrial, mientras que en el mediano plazo la expansión de la red residencial de gas natural y la posibilidad de aumentar la utilización de plantas de ciclo combinado en la producción de energía eléctrica podrían dar un nuevo empuje a las exportaciones argentinas de gas natural hacia dicho país.

Actualmente hay dos contratos vigentes de exportación a Uruguay, uno de Petrouruguay SA por 10 años con un volumen contratado de 0,2 millones de m3 diarios a través del gasoducto del Litoral, y otro de Pan American Energy por 15 años con un volumen de 1,75 millones de m3 diarios a través del nuevo gasoducto Cruz del Sur. En un escenario conservador y considerando el incremento gradual de las ventas al exterior hasta el máximo contratado, el volumen exportado de gas natural a Uruguay podría pasar desde los 21 millones de m3 actuales hasta alcanzar 362 millones de m3 anuales en 2010, quedando una capacidad de transporte ociosa de 60% en el gasoducto del Litoral y de 85% para el de Cruz del Sur.

EL MERCADO DE GNC ¿QUÉ ES EL GNC?

El GNC es el gas natural que se utiliza para la propulsión de vehículos automotores en

reemplazo de los combustibles líquidos. Está compuesto mayormente de gas metano, fluido más liviano que el aire, de combustión limpia y buen poder calórico. Siendo el metano difícilmente licuable se lo comprime a alta presión en cilindros de acero, manteniendo su estado gaseoso. Se almacena en los cilindros de los automotores a una presión normal máxima de trabajo de 200 bar a 21 °C. Además la alta presión es necesaria para darle a los vehículos una autonomía aceptable. El cilindro promedio contiene una capacidad de 60 litros o 15 m3 de gas natural lo que le da al automotor una autonomía promedio de 175 km.

Todo vehículo originario con propulsión a nafta es convertible al sistema alternativo para funcionar con nafta o GNC de acuerdo a las necesidades del usuario. Para ello deben instalarse en N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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los vehículos uno o varios cilindros de acero como tanques contenedores de combustible, capaces de soportar la presión del GNC, junto a una serie de otros componentes que permiten efectuar la adaptación para utilizar GNC como combustible alternativo. Entre estos componentes se destacan: el reductor de presión, la válvula de carga, la válvula de bloqueo del cilindro, el mezclador aire-gas, la tubería alta presión, las electro válvulas para nafta y gas natural y el sistema de venteo. En el caso de los automotores a gas oil, los procesos de conversión a GNC todavía no están definitivamente desarrollados, aunque existen algunas soluciones técnicas incipientes por parte de algunos productores de equipos.

No debe confundirse el GNC con el gas licuado de petróleo (GLP), el cual está compuesto principalmente por gas propano y butano, otros componentes que se extraen de los pozos de gas y petróleo, a diferencia del GNC que es básicamente metano. Los gases del GLP son líquidos a baja presión, por lo cual se distribuye principalmente en garrafas para uso comercial y residencial, y en depósitos fijos reabastecidos mediante camiones tanques, para industrias, el agro y algunas redes de distribución residencial. Por su parte, la provisión de GNC se realiza desde los gasoductos denominados “anillos de media presión” circundantes a los centros de consumo, desde los cuales las distribuidoras alimentan con gas natural a las estaciones de recarga de vehículos gaseros.

El GNC está considerado como un combustible limpio, que emite hasta un 90% menos de elementos contaminantes que la nafta y el gasoil y reduce la contaminación sonora. El gas natural tiene una temperatura de ignición más alta que la que posee la nafta y como es más liviano que el aire, ante una eventual pérdida, se disipa rápidamente en la atmósfera. Por otra parte, es más seguro para el medio ambiente porque evita la contaminación de los cursos de agua, de napas de agua subterránea o de costas que pueden darse por accidentes de derrame de petróleo.

UN POCO DE HISTORIA

En Argentina el mercado de GNC se creó en 1984 cuando se sentaron las bases para

implementar el Plan Nacional de Sustitución de Combustibles en el Transporte, que tenía como objeto aprovechar los recursos gasíferos del país, reducir la dependencia al petróleo como fuente de energía para el transporte y la reducción de las importaciones de crudo. El plan, que abarcaba un período de 10 años, se proponía sustituir 2 millones de toneladas equivalentes de petróleo (TEP) de combustibles líquidos, una conversión de 134.000 vehículos y la habilitación de 270 estaciones de carga. El sector público a través de Gas del Estado se encargaba de la instrumentación y administración del plan y del control de las normas técnicas, y a través de YPF de la comercialización del GNC, en tanto el sector privado participaba con la inversión en estaciones de carga, provisión de equipamiento y el servicio de conversión de los vehículos. El plan buscaba en una primera etapa convertir motores de taxis, automóviles particulares, camionetas y vehículos de carga livianos sustituyendo naftas. A partir del 4º año se preveía la conversión del transporte público urbano de pasajeros y a partir del 5º, la del transporte de media y larga distancia de pasajeros y de carga, o sea la sustitución de una porción importante del parque gasolero.

Hasta fines de 1985 el interés del sector privado en el Programa fue bajo, por lo que la Secretaría de Energía autorizó la instalación de un número limitado de estaciones de servicio duales en diversas ciudades. El crecimiento de la actividad se debió a pequeños y medianos inversores, que instalaban nuevas bocas de expendio, talleres de conversión de vehículos y talleres de producción de equipos completos. Si bien el precio el diferencial entre el GNC y las naftas atraía usuarios hacia el nuevo combustible, el escaso número de puestos de venta generaba una restricción a la expansión de su utilización como combustible. Entre 1984 y 1989 se instalaron unas 69 estaciones de GNC con una capacidad de carga de 49.000 m3 por hora. Al mismo tiempo se fue despertando el interés de las compañías petroleras y después de la privatización de Gas del Estado, se consolidó la actividad con el interés de las distribuidoras de gas natural a partir de 1992.


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E v olución e stacione s de carga de G N C

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 Oc t-02

0

200

400

600

800

1000

1200

Fuente: Cámara A rgentina del GNC.

Con la reforma del sector de hidrocarburos, a partir de 1994 las actividades de control de la

comercialización del GNC pasaron al ENARGAS, que debía proteger los derechos del consumidor, cuidar la protección del medio ambiente, reglamentar y controlar la actividad de los distintos sujetos relacionados con el GNC y dictar las normas de calidad y seguridad de los vehículos y el transporte a granel.

Además de las estaciones de carga de GNC, se fueron desarrollando otros actores del sector de GNC: los Centros de Revisión Periódica de Cilindros para GNC (CRPC), que realizan la revisión del cilindro para GNC de acuerdo con la normativa vigente en la materia; los Organismos de Certificación, entidades acreditadas por el ENARGAS para la planificación, coordinación, administración y ejecución integral de los trabajos relacionados con la aprobación y certificación de la calidad de los productos para la industria del gas de acuerdo a las normas del ente regulador; los Talleres de Montaje, que llevan a cabo la instalación de los equipos de gas en los automotores y la revisión anual de los mismos; los Productores de Equipos Completos para GNC (PEC), que arman los equipos de conversión para uso del GNC en automotores y lo hacen aprobar en un Organismo de Certificación reconocido por el ENARGAS, habilitan la operación de los equipos y capacitan y controlan a los Talleres de Montaje por él habilitados.

Durante los noventa la utilización de GNC mostró un mayor dinamismo con respecto a los ochenta. El diferencial de precios favorable al GNC con relación a otros combustibles para vehículos junto con la expansión del parque automotor, la reforma del sector gasífero y las condiciones propicias para la inversión generadas por la estabilidad económica y el mayor acceso al crédito estimuló un fuerte crecimiento del consumo de GNC.

También colaboró con la expansión del uso del GNC las mejoras en la seguridad del sistema de carga y de transporte del GNC. Entre los años 1989 y 1993 se produjo gran tensión en la industria del GNC por unos siniestros en Italia ocasionados por cilindros marca BOGAP y problemas con los de la marca italiana IMZ. Esto llevó a eliminar del mercado argentino unos 20.000 cilindros de dicho origen. Y a partir de 1994 se instauró un Sistema de Identificación de la Vigencia de la Habilitación del Vehículo, en coincidencia con la inspección de rehabilitación anual destinada a controlar la seguridad de los equipos de GNC, mediante una oblea adherida al parabrisas, para poder acceder legalmente a la carga del GNC en las estaciones.

LOS NUMEROS DEL GNC


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Como consecuencia de los factores señalados en los puntos anteriores, la participación del gas natural comprimido dentro de la matriz de combustibles para vehículos pasó de 1,8% en 1990 a 13,7% en octubre de 2002.

GNC13,7%

Gas oil64,5% Naf ta super

15,8%

Naf ta común6,0%

Combustib le s u tilizados e n e l transporteOctubre 2002

Fuente: Secretaría de Energía.

En este contexto, el parque de vehículos a GNC alcanzó en octubre de 2002 las 823.988 unidades, lo que representa un 11,7% del parque automotor total y está básicamente compuesto por vehículos livianos. De este total un 84% corresponde a automóviles particulares, un 11,9 a pick ups, un 3,6% a taxis y un 0,2% a automotores oficiales. La distribución geográfica de este parque responde al patrón de distribución de la población y de la actividad económica de nuestro país, con una importante concentración en la región pampeana, principalmente en las grandes ciudades. En este sentido, la ciudad de Buenos Aires, la provincia de Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe concentran el 81,1% del parque automotor a GNC, a lo que hay que agregar la provincia de Mendoza con una participación de 8,9%.

Pa rque a utom otor a GNC por provincia (octubre 2002)

Provincia Ca nt. Distrib. Provincia Ca nt. Distrib.Buenos Aires 421.393 51,1% Neuquén 4.347 0,5%Córdoba 97.442 11,8% Jujuy 3.501 0,4%Capital Federal 77.859 9,4% La Pampa 3.544 0,4%Mendoza 73.677 8,9% Catamarca 1.543 0,2%Santa Fe 71.701 8,7% La Rioja 940 0,1%Tucumán 17.631 2,1% T. Del Fuego 262 0,0%San Juan 13.162 1,6% Chubut 65 0,0%Entre Ríos 10.949 1,3% Corrientes 51 0,0%San Luis 8.579 1,0% Santa Cruz 48 0,0%Salta 6.675 0,8% Misiones 22 0,0%Sgo. Del Estero 5.773 0,7% Chaco 20 0,0%Río Negro 4.798 0,6% Formosa 6 0,0%Tota l 823.988 100,0%

Fuente: ENARGAS. De esta forma, Argentina se convirtió en el primer país en el mundo en términos de

vehículos accionados con GNC, con una participación del 35,7% sobre el total de 2.306.620 de vehículos con GNC a nivel mundial. Luego lo sigue Italia, que lidera en Europa la utilización del GNC, con 380.000 unidades, Brasil con 328.032 unidades, Paquistán con 265.000 y Estados Unidos con 111.769 (datos de agosto 2002 con fuente de Enargas).


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Gas natural de stinado al consumo de GNC(e n mile s de m3)

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1.200.000

1.400.000

1.600.000

1.800.000

2.000.000

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001Fuente: Enargas.

La expansión del parque automotor fue acompañada por un aumento del consumo de GNC

y por ende de las bocas de venta. Entre 1993 y 2001 el gas natural destinado al consumo de GNC creció 142%, lo que equivale a una expansión del 11,7% anual, alcanzando en 2001 un volumen de 1.850 millones de m3. Asimismo, en los primeros cinco años de la década de los noventa se incorporaron 380 nuevas estaciones de carga con una capacidad de expendio de 354.000 m3 por hora, en el período que va desde 1995 a 1999 se construyeron otras 322 estaciones de GNC con una capacidad de carga de 300.000 m3 por hora, en tanto entre 2000 y 2002 (octubre) se crearon 265 estaciones con una capacidad de suministro de 292.000 m3 por hora.

Hacia fines de 2002 las estaciones de carga de GNC sumaban 1.036 puestos, abarcando 206 localidades en 17 provincias del país y con una capacidad de suministro de gas de 1 millón de m3 por hora. Siguiendo el patrón de distribución geográfica de los automotores, las estaciones de GNC se concentran básicamente en los centros urbanos de las provincias más ricas (ver gráfico). Por otra parte, las principales marcas de estas estaciones concentraron en YPF, EG3, Shell, Esso, con un alto porcentaje de estaciones de bandera blanca (ver cuadro).

Esta cione s de ca rga por provinciaNovie m bre 2002

Gran Buenos A ires33%

Santa Fe7%

Tucumán3%

Mendoza7%

Otras10%

Córdoba12%

Resto Bs As13%

Capital Federal

16%

Fuente: Cámara A rgentina del GNC.

Ca ntida d e sta cione s de GNC por ba nde ra

Ba nde ra Ca nt. %

YPF 302 29,2Blanca 258 24,9EG3 148 14,3Shell 120 11,6Esso 84 8,1Aspro 47 4,5Sol 31 3,0Rhasa 19 1,8Oyrsa 7 0,7San Lorenzo 7 0,7Agira 5 0,5Refinor 5 0,5Pecom 3 0,3Tota l 1.036 100,0

Fuente: Cámara Argentina del GNC. N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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El crecimiento del mercado de GNC y la aparición de nuevos productores/ importadores de

equipos de GNC permitieron una reducción en el costo de conversión de los vehículos, que pasó de unos u$s 2.500 dólares en el inicio de los noventa a u$s 1.200 en 2001 (en el caso de un tubo de 60/65 litros). En la actualidad el sector de GNC cuenta con unos 55 productores de equipos completos para GNC también ubicados principalmente en Capital Federal, en la provincia de Buenos Aires, en Santa Fe, en Córdoba y en Mendoza; en tanto el costo de instalación de un equipo debido al impacto de la depreciación evidenciada por el peso durante 2002 pasó a ser de $ 2.000. Por otra parte, existen unos 1.580 talleres de conversión que realizaron 10.000 conversiones mensuales promedio durante 2001 y unas 5.400 mensuales en el primer semestre de 2002.

LOS CAMBIOS DE LA COYUNTURA

Durante 2002 los cambios en los precios relativos de los combustibles generados por la

devaluación del peso y el congelamiento de las tarifas de gas abarató aún más al GNC con relación a los otros combustibles para automotores, como la nafta y el gas oil. A fines de 2001 el gasto por el uso de GNC como combustible representaba un 25% del gasto equivalente en nafta y un 62% del gasto equivalente en gas oil, mientras que en octubre de 2002 estos porcentajes cayeron a 20% y 36% respectivamente.

Ga sto con GNC e n com pa ra ción a la na fta y a l ga s oil

P re cios Re ndim ie nto Ga sto x km ($)

Re l. c/ na fta

Re l. GNC c/ re sto

Dic-01Gas oil 0,57 $ x lt 12,5 km x lt 0,05 40,7% 62,1%Nafta Súper 1,12 $ x lt 10,0 km x lt 0,11 100,0% 25,3%GNC 0,32 $ x m3 11,3 km x m3 0,03 25,3% 100,0%

Oct-02Gas oil 1,30 $ x lt 12,5 km x lt 0,10 56,5% 36,2%Nafta Súper 1,84 $ x lt 10,0 km x lt 0,18 100,0% 20,4%GNC 0,43 $ x m3 11,3 km x m3 0,04 20,4% 100,0%

Fuente: en base a datos de Cámara Argentina del GNC. Por otra parte, la carga impositiva del GNC es menor a la que soportan otros combustibles.

En el caso del GNC los impuestos (IVA, ingresos brutos, tasa hídrica y el impuesto a las transferencia de combustibles) representan un 38% del precio al consumidor, mientras que en el gas oil y la nafta el componente impositivo comprende un 41% y un 47% del precio final respectivamente.


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ESTRUCTURA IMPOSITIVA DEL PRECIO AL CONSUMIDOR DE LOS COMBUSTIBLES EN ARGENTINAA diciembre 2002

$ / m3 $ / litro Estructura porcentualGNC GLP Gas Oil Nafta GNC GLP Gas Oil Nafta

Precio s/ imp ni margen 0,101 0,965 0,650 0,800 24,3% 53,6% 50,0% 44,0%Total impuestos 0,157 0,756 0,528 0,849 37,8% 42,0% 40,7% 46,7% IVA (21%) 0,054 0,219 0,162 0,204 13,1% 12,2% 12,5% 11,2% Tasa Hídrica 0,050 0,050 0,050 12,0% 0,0% 3,8% 2,7% ITC 0,038 0,474 0,150 0,538 9,0% 26,4% 11,5% 29,5% Ingr. Brutos (Cap. Fed. 6%) 0,016 0,063 0,046 0,058 3,7% 3,5% 3,6% 3,2% Tasa Vial 0,120 0,0% 0,0% 9,3% 0,0%Margen estacionero 0,158 0,079 0,121 0,170 37,9% 4,4% 9,3% 9,3%Precio al consumidor 0,416 1,800 1,299 1,819 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Fuente: elaboración propia. De esta forma, a pesar de la fuerte caída de la actividad económica y de los ingresos reales

de 2002, la reducción del precio relativo del GNC con relación a los combustibles líquidos estimuló la demanda de gas natural para automotores. En los primeros 8 meses del año pasado, el consumo de GNC creció un 5,7% anual, mientras que las ventas al mercado interno de gas oil cayeron un 8,7% anual y las de las naftas un 11,7% anual en promedio en igual período.

Con la actual estructura de precios relativos de los combustibles, la utilización del GNC permite una amortización relativamente rápida del costo de instalación del equipo de GNC en el caso de la conversión de vehículos nafteros. La velocidad de amortización depende básicamente de la intensidad de uso del vehículo. Considerando un costo de instalación del equipo de GNC de $ 2.000, un usuario que realiza un fuerte uso del automotor (60.000 km anuales), como puede ser el caso de un taxi o un remise, puede amortizar el gasto de conversión entre 2 y 3 meses. Por su parte, los conductores que dan poco uso a su automotor (10.000 km anuales) pueden amortizar el costo del equipo en un período promedio de 16 meses (ver cuadro).

Tiempo de amortización del equipo de GNC:Conversión de motor naftero a GNC.

Liviano particular (costo $ 2.000)

Utilitario liviano (<1 tn) (costo $ 2.200)

Pick up 1,5 tn (costo $

3.000)

Amortización equipo (meses)5.000 920,0 188,1 731,9 32,8 36,1 49,2

10.000 1.840,0 376,1 1.463,9 16,4 18,0 24,620.000 3.680,0 752,2 2.927,8 8,2 9,0 12,330.000 5.520,0 1.128,3 4.391,7 5,5 6,0 8,240.000 7.360,0 1.504,4 5.855,6 4,1 4,5 6,150.000 9.200,0 1.880,5 7.319,5 3,3 3,6 4,960.000 11.040,0 2.256,6 8.783,4 2,7 3,0 4,170.000 12.880,0 2.632,7 10.247,3 2,3 2,6 3,5

(1) precio nafta super: $ 1,84 el litro y un rendimiento de 10 km por litro.(2) precio GNC: $ 0,43 el m3 y un rendimiento de 11,3 km por m3.

Fuente: en base a la Cámara Argentina del GNC.

Kms anuales

Gasto con nafta en $

(1)

Gasto con GNC en $

(2)

Ahorro anual por

uso GNC en $


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En el caso de los automotores con motores diesel, las soluciones técnicas para su conversión a GNC están en etapa de desarrollo, con transformaciones incipientes de automotores llevadas a cabo por algunos productores de equipos. La mayor parte de las metodologías de conversión consisten en cambiar el motor de ciclo diesel a uno de ciclo Otto (naftero) y luego habilitar la utilización de GNC. Los precios de conversión son un poco más elevados que los de automotores nafteros y rondan entre los $ 2.200 y los $ 6.000. De esta forma, el mayor costo del traspaso a GNC y el menor diferencial de precios entre el gas oil y el GNC reduce el ahorro anual del gasto en combustible y alarga el período de amortización del equipo con relación a la conversión de automotores nafteros.

Tiempo de amortización del equipo de GNC:Transformación de motor diesel

Kms anuales

Gasto con gas oil (1)

Gasto con GNC (2)

Ahorro por uso GNC

Amortiz. Equipo

(meses) (3)5.000 520,0 188,1 331,9 108

10.000 1.040,0 376,1 663,9 5420.000 2.080,0 752,2 1.327,8 2730.000 3.120,0 1.128,3 1.991,7 1840.000 4.160,0 1.504,4 2.655,6 1450.000 5.200,0 1.880,5 3.319,5 1160.000 6.240,0 2.256,6 3.983,4 970.000 7.280,0 2.632,7 4.647,3 8

(1) precio gas oil: $ 1,30 el litro y un rendimiento de 12,5 km por litro.(2) precio GNC: $ 0,43 el m3 y un rendimiento de 11,3 km por m3.(3) Costo del equipo de GNC: $ 3.000.

Fuente: en base a la Cámara Argentina del GNC.

DIFICULTADES Y PERSPECTIVAS DEL USO DEL GNC Si bien la actual estructura de precios relativos de los combustibles y el menor impacto

ambiental favorecen la utilización del GNC como combustible vehicular, una serie de factores dificultan el aumento de su participación dentro de la matriz de combustibles para automotores.

Por un lado, el cilindro promedio de GNC tiene una capacidad de almacenamiento de 60 litros (15 m3) de gas natural lo que equivale a una autonomía de 175 km, bastante por debajo del rango de autonomía que ofrecen los restantes combustibles.

Además la instalación de los equipos limita el espacio en los vehículos, lo que dificulta la instalación de más de un cilindro, y ofrece una nueva desventaja frente a los automotores gasoleros y nafteros.


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Cilindros - Características y medidas

Características Capacidad Autonomía Peso Largo Diám. EspesorAleación Agua/ lts Gas/m3 km (1) Kg (mm) (mm) (mm)

Manganeso 34 8,5 96,1 49,0 900 244,5 8,0Cromo Molibdeno 35 8,5 96,1 22,5 880 254,0 3,0Acero Reforzado 35 8,7 98,3 22,7 880 254,0 —Acero c/fibra de vidrio 35 8,7 98,3 23,0 880 253,0 —Medio Manganeso 36 9,0 101,7 45,0 790 269,0 7,3Manganeso 39 9,7 109,6 54,0 985 244,5 8,0Medio Manganeso 40 10,0 113,0 50,0 870 269,0 7,3Medio Manganeso 46 11,5 130,0 55,0 1.000 269,0 7,3Manganeso 50 12,5 141,3 66,0 1.280 244,5 8,0Cromo Molibdeno 50 12,5 141,3 48,0 850 318,0 7,3Cromo Molibdeno 53 13,2 149,2 61,0 820 323,8 7,5Cromo Molibdeno 55 13,7 154,8 53,0 910 318,0 7,3Acero Reforzado 55 13,7 154,8 35,8 1.300 254,0 —Manganeso 60 15,0 169,5 77,0 1.525 244,5 8,0Cromo Molibdeno 60 15,0 169,5 65,0 890 323,8 7,5Cromo Molibdeno 65 16,2 183,1 69,0 975 323,8 7,5Cromo Molibdeno 65 16,2 183,1 58,0 860 356,0 7,1Cromo Molibdeno 80 20,0 226,0 82,0 1.190 323,8 7,5Cromo Molibdeno 80 20,0 226,0 70,0 875 390,0 7,1Cromo Molibdeno 80 20,0 226,0 90,0 980 365,0 9,0Cromo Molibdeno 85 21,2 239,6 75,0 920 390,0 7,1Cromo Molibdeno 90 22,5 254,3 79,0 965 390,0 7,1Cromo Molibdeno 95 23,7 267,8 82,0 1.010 390,0 7,1Cromo Molibdeno 100 25,0 282,5 97,0 1.450 323,8 7,5Cromo Molibdeno 137 34,0 384,2 136,0 1.330 403,0 9,2

Promedio 62,4 15,6 175,8 62,6 1.012,6 309,6 7,4

(1) Rendimiento GNC de 11,3 km por m3.Fuente: Cámara Argentina del GNC. Finalmente, si bien la cantidad de estaciones de carga ha crecido fuertemente abarcando un

número considerable de localidades abastecidas, todavía la provisión de GNC es superada por la mayor disponibilidad de los otros combustibles vehiculares. En cierta manera, todas estas características del GNC han determinado la preponderancia de los automotores livianos en el parque de vehículos convertidos a GNC, frente a los relacionados con el transporte de personas y de cargas.

Con relación al tema de la autonomía, uno de los principales limitantes para la expansión del uso del GNC al transporte pesado de carga y personas, existe la posibilidad de extender geográficamente su uso a lugares alejados de los gasoductos (300 localidades y al campo) con nuevas tecnologías para el gas como el GNC a granel y en un futuro próximo el Gas Natural Licuado (GNL), con precios competitivos frente a los combustibles sustituidos.

En este contexto, recientemente el Ministerio de la Producción a través de la Secretaría de Industria presentó en la Cámara de Diputados un proyecto de ley relacionado con la expansión del uso del GNC. La finalidad del plan es aprovechar la abundancia del recurso gasífero y generar, a partir de ella, la especialización industrial de nuestro país en aquellas tecnologías destinadas al uso vehicular. La intención de la iniciativa es posicionar a la Argentina como un polo de desarrollo y producción mundial de la industria y tecnologías asociadas al uso del gas vehicular en todas sus formas (GNC, GLP y GNL) para el mercado interno y externo.

El plan busca acelerar la transformación del parque vehicular desde combustibles líquidos a gas, desarrollando el mercado interno para luego ofrecer al resto del mundo automóviles, ómnibus urbanos y de larga distancia, camiones livianos y pesados, tractores y maquinaria que funcionen a gas natural.

En el caso de las exportaciones de tecnología relacionada con el GNC, Argentina es el mayor exportador de equipamiento para estaciones de servicio de GNC y de equipos y cilindros para conversión de vehículos, con ventas a España, Brasil, México, Corea del Sur e India, entre N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

98

otros. El sector involucra a algo más de 60 industrias, genera más de 14 mil empleos directos e implica un ingreso de divisas de aproximadamente u$s 85 millones anuales. Además de promover el aumento de los bienes que ya se exportan como el equipamiento para estaciones de servicio y para los vehículos, este proceso busca generar mayores excedentes de combustibles líquidos.

Por otra parte, el estímulo por parte del gobierno a una mayor utilización del gas apunta a los beneficios ambientales de su utilización frente a otros combustibles, en especial en los grandes aglomerados urbanos, ya que contribuye a reducir la contaminación ambiental, dado que se trata de un combustible más “limpio” que sus sustitutos.

En términos cuantitativos, el plan apunta a que la utilización del gas natural en el transporte pase de los actuales 1,6 a 5 millones de toneladas equivalentes de petróleo (TEP) en un período de 10 años. Para las distribuidoras esto significará un incremento del gas destinado a GNC desde 1.850 millones de m3 a 5.500 millones de m3 anuales. Asimismo, los impulsores del plan estiman un ahorro de los consumidores de gasto en combustibles de $ 5.000 millones, una exportación equivalente de líquidos sustituidos de aproximadamente u$s 850 millones, un ahorro de “costo social” de aproximadamente u$s 250 millones por la menor contaminación, una inversión en estaciones y kits de conversión de u$s 180 millones y una posibilidad de exportación para Argentina de 600 estaciones por año durante 5 años por u$s 400 millones y de equipos de conversión y vehículos a gas de u$s 1.000 millones.

Para lograr estos objetivos, se ofrecerán préstamos a tasas diferenciales de entre 12/13% real anual y en un plazo de 4/5 años al transporte pesado de carga y pasajeros. El financiamiento podrá ser aplicado a la conversión, transformación, repotenciación de los vehículos existentes y, en el caso de compra de una unidad nueva, se financiará el diferencial entre la nueva propulsada a gas y la equivalente diesel. Se permitirá además la amortización acelerada de nuevas unidades y equipos. Este mismo beneficio se extenderá al que invierta en una estación de servicio de expendio cautivo. El plan también incluye reintegros a las exportaciones de los equipos para estaciones y vehículos relacionados con el GNC y un aumento del plazo de liquidación de divisas.

Además se otorga estabilidad tributaria por quince años, definiéndola como el cociente de la totalidad de las cargas fiscales (netas de exenciones y subsidios específicos) para el GNC en relación a las del gasoil y la nafta. Según el proyecto, la relación entre los impuestos que graban el GNC (incluyendo tasas y contribuciones) y los que gravan el gasoil no podría superar el 25% y con respecto a la nafta el 15%.

Para financiar el plan está previsto la creación del Fondo Fiduciario para el Fomento del Transporte Propulsado a Gas, que se constituirá en un principio con fondos públicos, pero prevé la integración de dinero de inversores privados locales e internacionales. A este fondo el Estado aportará por única vez $ 32 millones y otros $ 40 millones se sumarán de la recaudación de la tasa de gasoil por un período de cinco años.


99

EL MERCADO DE GLP ¿QUÉ ES EL GLP?

El GLP significa "gas licuado de petróleo", y es un término utilizado para denominar a la

familia de hidrocarburos livianos, como el propano y el butano. Otros miembros de esta familia de gases son el etano y el pentano, aunque tienen aplicaciones diferentes a los dos primeros gases.

A temperatura y presión normales el GLP es un gas, sin embargo se vuelve líquido cuando es sometido a un leve aumento de presión o se enfría. La razón por la cual el GLP se licuifica es para facilitar y hacer más eficiente su transporte y almacenamiento. Una unidad de gas líquido contiene la misma energía que 270 unidades en estado gaseoso. Si se deja como gas, el tanque de almacenamiento sería 270 veces más grande que el requerido para el gas en estado líquido. Por otra parte, el GLP es un combustible limpio, ya que su combustión no genera prácticamente partículas y produce bajos niveles de contaminantes en comparación a otros combustibles fósiles.

Normalmente, el GLP está formado por una mezcla de propano y butano para su uso residencial estándar de calefacción y cocina. El propano comienza a vaporizarse por encima de los -45°C, con lo cual es más versátil para usos generales. El butano inicia su transformación a gas por encima de los -2°C y requiere una mezcla de propano y butano en ambientes fríos dado que no se vaporiza tan rápido como el propano. El GLP también tiene usos en el procesamiento de alimentos, en aerosoles y refrigerantes y como combustible para automotores. Dentro la industria se destaca su aplicación en la industria metalúrgica, en la producción de cerámicas y vidrios, en la papelera, en la textil y en la construcción.

Vale aclarar que el gas natural (metano) también se licúa (GNL) pero sólo a los efectos de llevar el combustible a países donde la rigidez del transporte por gasoducto no hace posible el negocio (ni técnica ni económicamente hablando). En este caso es necesario una planta de licuefacción en el puerto de embarque que transforme en líquidos los gases que provienen del yacimiento, buques metaneros de GNL que transporten el líquido y finalmente una terminal de GNL en el puerto de destino que regasifique el combustible. También el gas natural se licúa como método de almacenamiento. En Argentina existe la única planta de GNL de América Latina (ubicada en Gral. Rodríguez, GasBan) o de “peak shaving”, construída para hacer frente a picos de demanda estacional. Desde la misma el gas licuado pasa a un sofisticado tanque cilíndrico de almacenamiento donde se mantiene a bajas temperaturas. Allí el gas queda en reserva (el gas se almacena durante el verano, época de bajo consumo) y cuando se lo necesita una unidad de vaporización y emisión lo regasifica para su posterior inyección en la red de distribución. Pero en esta sección no nos referiremos al GNL sino al GLP (propano y butano).

El GLP es un derivado de dos industrias: del procesamiento de gas natural y de la refinación de petróleo. El gas natural se extrae de la tierra como una mezcla de varios gases y líquidos. El metano, que es vendido por las distribuidoras de gas como "gas natural" y constituye el 90% de dicha mezcla. Del restante 10%, 5% es propano y el otro 5% son otros gases como butano y etano. Antes de que el gas natural sea transportado o usado, los otros gases, que son más pesados que el metano, son separados en plantas separadoras. Por su parte, en la refinación de petróleo, el GLP que se obtiene de la extracción de crudo se utiliza para producir combustibles más pesados como el diesel, el fuel oil y las gasolinas. En términos generales un 3% de un barril de petróleo es refinado en GLP, aunque un 40% podría ser utilizado con esa finalidad.

Desde las instalaciones separadoras de gas natural o las refinerías de crudo, el GLP es transportado por gasoducto, barcos o camiones de carga hasta el consumidor final. En la mayor parte de los casos el GLP es transportado y almacenado como un líquido en garrafas y cilindros, volviendo a su estado gaseoso en los momentos previos a su utilización.


100

EL GLP EN EL MUNDO En 2001 la producción mundial de GLP alcanzó los 200 millones de toneladas. Los

principales productores son Estados Unidos, Arabia Saudita, Canadá, Argelia, México y China, en tanto la Argentina participó con el 1,4% de la fabricación mundial. El 60% del GLP producido proviene del procesamiento de gas natural y el resto de la refinación de crudo.

PRODUCCION MUNDIAL DE GLP - 2001

EE.UU.24%

Otros40%

Canadá6%

México4%

China4%

Brasil2% Gran Bretaña

3% Venezuela3%

Arabia Saudita9%

Argelia4%

Argentina1,4%

Fuente: Worl d LPG Association

Por el lado del consumo, los mayores demandantes de GLP a nivel mundial son Estados Unidos, Japón, China, México y Brasil, en tanto Argentina representa sólo el 0,8% del consumo mundial. En lo que respecta al uso del GLP, el principal destino del GLP es el consumo residencial para cocina, calefacción y refrigeración que concentra la mitad de la demanda total, mientras que en segundo lugar, con un 22%, se ubica la demanda de la industria petroquímica.

CONSUMO MUNDIAL DE GLP - 2001

Otros35%

Fed. Rusa2%

India3% Italia

2% Francia2%

Argentina0,8%

México5%

Japón10,0%

China6%

Arabia Saudita2%Brasil

4%

EE.UU.28%

USOS DEL GLP A NIVEL MUNDIAL - 2001

Residencial49%

Industria13%

Transporte7%

Refinería7%

Química22%

Agricultura2%

Fuente: World LPG Asocciation


101

El comercio mundial de gas licuado de petróleo en 2001 fue de unos 70 millones de toneladas, y representó un 34% de la producción. Los principales exportadores son Arabia Saudita con un 19,3% de las ventas al exterior de GLP, Argelia (9,3%), Canadá (8,6%) y Emiratos Arabes (7,9%), mientras que Argentina con sus exportaciones de 1,5 millones de toneladas participa con el 2,2% del comercio mundial. Por el lado de las importaciones, los principales compradores de gas

licuado, Japón concentra el 21% de los envíos mundiales, Estados Unidos el 9,3%, China el 8% y Corea del Sur el 6,9%.

IMPORTACIONES MUNDIALES DE GLP - 2001

02000400060008000

10000120001400016000180002000022000

EE.U

U.

Méx

ico

Chi

na

Bras

il

Espa

ña

Fran

cia

Hol

anda

Italia

Turq

uía

Cor

ea d

el S

ur

Indi

a

Japó

n

Otro

s

Mile

s de

tone

lada

s

Fuente: World LP Gas Association

EXPORTACIONES MUNDIALES DE GLP - 2001

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

EE.U

U.

Arge

lia

Can

adá

Arab

ia S

audi

ta

Vene

zuel

a

Gra

n Br

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Arge

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Nor

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Fed.

Rus

a

Emir.

Ara

bes

Kuw

ait

Aust

ralia

Otro

s

Mile

s de

tone

lada

s

Fuente: World LP Gas Association Por su parte, el precio internacional del GLP está fuertemente correlacionado con el precio del petróleo y con el precio de sus principales sustitutos. El coeficiente de correlación entre el precio del propano y la cotización de la mezcla WTI de crudo alcanzó en el período 1992-2002 un valor de 0,87, con relación al precio de la gasolina mostró un valor de 0,84 y con respecto al del fuel oil fue de 0,9 (ver gráfico).

PRECIO INTERNACIONAL DEL GLP Y SUSTITUTOS(Mercado spot)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

Jul/9

2

Ene/

93

Jul/9

3

Ene/

94

Jul/9

4

Ene/

95

Jul/9

5

Ene/

96

Jul/9

6

Ene/

97

Jul/9

7

Ene/

98

Jul/9

8

Ene/

99

Jul/9

9

Ene/

00

Jul/0

0

Ene/

01

Jul/0

1

Ene/

02

Jul/0

2

Cen

tavo

s de

u$s

por

gal

ón

Propano - Mont BelviuGasolina FOB Nueva YorkFuel Oil FOB Nueva YorkWTI FOB NY

Fuente: EIA

EL MERCADO LOCAL DE GLP DEMANDA

En la actividad local el gas licuado tiene dos destinos principales: la actividad industrial, en cuyo caso se destaca la petroquímica, en la cual el gas licuado es un insumo crítico; y el uso residencial, como combustible para cocción y calefacción. El mayor empleo del GLP es como combustible residencial (68%) y es utilizado por aquellos usuarios que no tienen acceso a la red de gas natural. Se lo conoce también como el gas de los pobres, N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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ya que lo consumen usuarios que no disponen de los ingresos suficientes para pagar la conexión a la red de gas natural. A diferencia de lo que ocurre en otros países donde no hay redes de gas natural, en Argentina cuando la red existe, el gas licuado es consumido normalmente por los habitantes que no tienen poder adquisitivo para afrontar el costo de la instalación de la red. En el uso final, históricamente el gas licuado ha reemplazado a la leña y al kerosene, estando este último en franca declinación ya que el GLP permite mejor manipulación y mayor facilidad de uso y la leña se utiliza de manera marginal. En el caso de aquellos usuarios residenciales que utilizan el gas licuado establemente (para los efectos de excluir el asado y el campamento), se trata de personas que no acceden al mercado (nivel socioeconómico E).

Distribución % del consumo de GLPAño 2001

Petroquímica28,6%

Residencial68,4%

Comercio y S. Público1,2%

Industria1,9%


Geográficamente, el consumo de gas licuado en particular para el usuario residencial y comercial se produce principalmente en zonas aisladas de los centros de distribución de gas natural, como ocurre en varias provincias patagónicas, en algunas áreas de la provincia de Buenos Aires, en el Litoral (que no cuenta con una red de gas natural madura) o entre los habitantes de menores recursos.

CANTIDAD DE HOGARES QUE CONSUMEN GLP EN ARGENTINA

Hogares Total Hogares GLP /con GLP Hogares Total hogares

C. DE B. AIRES 100.000 1.026.071 9,7%CHUBUT 25.522 115.026 22,2%RIO NEGRO 49.921 154.907 32,2%LA PAM PA 29.845 91.863 32,5%BUENOS A IRES 1.313.413 3933318 33,4%M ENDOZA 161.440 411.822 39,2%SANTA CRUZ 26.095 53.929 48,4%SAN JUAN 75.824 149.249 50,8%TIERRA DEL FUEGO 14.381 27.947 51,5%SALTA 131.779 241.682 54,5%CORDOBA 486.394 880.171 55,3%JUJUY 79.089 141.969 55,7%TUCUM AN 181.582 312.156 58,2%NEUQUEN 75.824 128.809 58,9%SANTA FE 547.502 874.562 62,6%SAN LUIS 66.166 102.187 64,7%CATAM A RCA 54.542 78.366 69,6%SGO DEL ESTERO 126.857 179.155 70,8%LA RIOJA 50.616 68.563 73,8%ENTRE RIOS 284.432 317.598 89,6%CHA CO 214.943 238.994 89,9%CORRIENTES 204.591 226.905 90,2%M ISIONES 218.726 236.029 92,7%FORM OSA 108.410 115.270 94,0%TOTAL 4.627.894 10.106.548 45,8%

Fuente: CEGLA e INDEC


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En relación al gas natural por redes, el gas licuado presenta ventajas para su distribución pero el tratamiento para licuar el gas, su fraccionamiento y transporte implica costos elevados en relación con el abastecimiento por redes de gas natural, por lo tanto no compiten en los mismos

segmentos. Más aún, la comercialización de gas licuado está desregulada y tiene una estructura totalmente diferente a la del negocio de gas natural. Además, en el mercado existen pequeñas redes de gas licuado en provincias como Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe, Chubut, Santa Cruz, que tienen escasa envergadura, fundamentalmente en zonas aisladas de las redes de gas natural. En aquellas áreas con mayor densidad de población, en las cuales se está realizando la expansión de las redes de gas natural, las redes de gas licuado tienden a desaparecer.

La industria petroquímica es el segundo consumidor de GLP en importancia, acaparando el 29% del consumo interno. El resto se reparte entre otras industrias y comercios. El uso del GLP como combustible para automotores en Argentina fue autorizado por el Decreto N° 1395/01 en noviembre de 2001. Sin embargo, a la fecha la Secretaría de Energía aún no ha publicado la norma reglamentaria de dicho decreto (que debía redactarse dentro de los 60 días siguientes a la firma del mismo), por lo que en la práctica la medida aún no es efectiva.

En el período 1992-2001 el consumo interno se expandió con un ritmo de 1,7% anual, destacándose la demanda de la industria petroquímica con un crecimiento de 2,4% anual y el consumo residencial con un 2% anual, mientras que el consumo de GLP de los comercios y el sector público cayó a un ritmo de 9,7% anual y el del resto de la industria disminuyó un 2,7% anual en el mismo lapso.

COMPONENTES DE LA DEMANDA INTERNA DE GLP

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Petroquímica ResidencialComercio y S. Público Industria


En contraposición con el lento crecimiento de la demanda interna, el mayor dinamismo

dentro de la demanda total de GLP estuvo dado por las exportaciones, que crecieron a una tasa de 22% anual en el mismo período. De esta forma, la participación de las ventas al exterior en el total producido de GLP pasó de 14,5% en 1992 a 52,3% en 2001.


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PRODUCCION, EXPORTACIONES Y CONSUMO INTERNO DE GLP (miles de tep)

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

ProducciónConsumo internoExportaciones


Los principales destinos de las exportaciones de GLP son los países vecinos, es decir,

Uruguay, Chile, Paraguay y Brasil. Este último normalmente adquiere el producto en Argentina para abastecer la zona sur (Santos), ya que la mayor parte de su suministro proviene de Arabia Saudita. DESTINO EXPORTACIONES DE GLP - 2001

Chile15,4%

España0,8%

EEUU4,0%

Paraguay12,4%

Brasil64,5%

China0,5%

Uruguay0,8%

Perú1,1%


Hasta mediados de 2002, la venta al exterior de GLP no pagaba retenciones a la

exportación. Las necesidades recaudatorias del gobierno nacional para cubrir el desequilibrio de las cuentas públicas llevaron la imposición de un 20% de retenciones sobre las ventas al exterior de propano, butano y GLP a partir del 14 de mayo (decreto 809/2002), mientras que más adelante en el mes de julio el Ministerio de Economía, a través de la resolución 196, redujo a partir del 1ro de junio al 5% la alícuota de este impuesto.

Por otra parte, a partir del 23 de mayo de 2002, y a través del decreto 867, el Poder Ejecutivo declaró en emergencia el abastecimiento de hidrocarburos en todo el país y facultó a la Secretaría de Energía a determinar los volúmenes de producción de petróleo y gas licuado de N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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petróleo para abastecer al mercado interno. Estas restricciones se habían originado previamente en el caso del gas oil por problemas que surgieron en el abastecimiento del mercado local y el gobierno decidió extenderlas al resto de los hidrocarburos. La norma declaró el estado de emergencia hasta el 30 de septiembre del mismo año e incluyó también al petróleo y al GLP dentro de la lista de hidrocarburos sujetos al registro obligatorio de operaciones de exportación establecido en el decreto 645 del 19 abril de 2002, con lo cual las exportaciones de estos hidrocarburos quedaron sujetas a la autorización de la Secretaría de Energía.

Luego hacia fines de julio de 2002 la Secretaría de Energía dejó sin efecto las limitaciones que existían sobre la exportación de crudo a través de la resolución 341 y más adelante, el 19 de diciembre, a través de la resolución 202 dejó sin efecto el registro de operaciones de exportación de petróleo, y la condición de trámite previo al registro de operaciones de exportación de gas oil y GLP, con lo cual se dispuso la aprobación automática de las ventas al exterior de estos combustibles. Sin embargo, se mantuvo la obligación por parte de las productoras de gas oil y GLP de brindar a la secretaría información proyectada trimestral relacionada con los programas de producción, mercado interno y exportaciones para el monitoreo de las condiciones de abastecimiento del mercado doméstico. OFERTA El gas licuado es un commodity que se comercializa internacionalmente, pero las deficiencias logísticas y los altos costos hundidos de esta etapa de la actividad, sumados a la privatización de la infraestructura de almacenaje comercial portuario derivada de la desaparición de Gas del Estado explican la falta de internacionalización en este mercado en la comercialización mayorista. Históricamente y hasta que tuvo lugar la desregulación de la actividad gasífera y privatización de Gas del Estado (GDE) a principios de la década de los noventa, el producto era vendido por una sola empresa, GDE, que era la única autorizada a realizar operaciones de comercio exterior, fijaba el precio de venta y los lugares de carga del GLP. En esa época, la principal dificultad era ingresar como fraccionador en el mercado de GLP, para lo cual se requería la autorización de GDE, que imponía requisitos sobre capacidad de almacenaje, instalaciones aprobadas, un parque de garrafas mínimo y proporcional a la cantidad de producto de venta anual de cada firma a la que se le asignaba un cupo de producto, que era el que podía comercializar. El ingreso en el mercado era arduo porque había barreras de entrada, algunas de tipo burocráticas y otras más ligadas al hecho de que la incorporación de nuevos competidores en este negocio no estaba bien vista (se traducía en dificultades para conseguir los tanques –que eran fabricados por uno de los fraccionadores importantes-, conseguir garrafas y transporte de camiones tanque a granel, la extensión en el tiempo de las aprobaciones, entre otros factores). En resumidas cuentas, se trataba de un mercado cerrado y oligopólico, con cuotas de venta aseguradas y facilidades para establecer acuerdos de precios, en el que había precios sugeridos para la venta de cilindros, y el de las garrafas era libre. Entonces, no había interés en explorar oportunidades de negocio en el resto de la cadena comercial, y de esta forma la distribución, los centros de almacenaje y la atención al usuario final fueron confiados a terceros, institucionalizándose la presencia de los distribuidores. En el caso de las garrafas, existía una especie de clearing entre las empresas. En 1989, un decreto establece que los derivados líquidos de hidrocarburos, categoría en la que ingresa el GLP, son de libre disponibilidad por parte de los actores privados y cuando se establece el marco regulatorio de la industria del gas natural, expresamente se deja como reserva el dictado de una ley especial para el GLP. Además, se permite la venta por parte de cualquier productor y en cualquier boca de carga. En ese momento, había 78 empresas en el mercado operando 247 marcas registradas en GDE. Posteriormente los precios fueron liberados en toda la cadena del negocio. En los primeros años de la década del ’90, producto de la búsqueda de márgenes adicionales por parte del mercado petrolero


106

y gasífero, se produjeron una serie de fusiones y adquisiciones de modo que las principales fraccionadoras de entonces pasaron a pertenecer a las principales petroleras. Las operatorias que se impusieron fueron la venta por parte de los productores mediante contratos de abastecimiento, la compra de algún fraccionador importante de toda la producción de una de las refinadoras, la compra de GLP en el mercado spot con valores muy variables, los diferenciales del precio de compra según la boca de expendio del productor en función de variables como la distancia a los grandes centros de consumo, la referencia del precio del productor al negocio de oportunidad externo, expresado en las paridades de importación y exportación, etc. Un hito marcó el cambio en la estructura del sector: YPF, que ya contaba con el 15% del mercado, adquiere Agip Argentina, una de las empresas líderes, desarrolla nuevos mercados y promueve una fuerte disminución de precios, que hizo caer los precios a los fraccionadores a expensas del margen de distribución. En ese momento, la sobreoferta en el mercado, la sustitución del GLP por gas natural y el desarrollo de mercados nuevos como el de granel, impidieron un acuerdo entre los demás actores. En medio de disputas entre los actores tradicionales, se inicia el proceso de fusión y concentración en el cual empresas líderes adquieren firmas pequeñas, empresas líderes internacionales adquieren a líderes locales e irrumpen grupos de distribuidores como actores del mercado fraccionador. En 2001 la producción de GLP alcanzó 3,15 millones de toneladas equivalentes de petróleo (TEP), con una tasa de crecimiento de 5,8% anual en el período 1992-2001, impulsada como ya vimos principalmente por la expansión de las exportaciones. Un 62% del total producido proviene del GLP obtenido a partir de la extracción de gas natural, y el resto de la refinación de petróleo. Por otra parte, la oferta de GLP está muy concentrada y algunos de los productores están integrados en la cadena de valor (caso Shell, YPF, Total Austral) con participación en las etapas de fraccionamiento y distribución. La producción de GLP está en manos de 19 empresas, de las cuales Repsol-YPF, TGS (50% del capital accionario pertenece a Pecom y el otro 50% a Enron), Refinor (50% YPF, 28.5% Pecom y 21.5% Pluspetrol –en donde además YPF tiene el 45%-), Total Austral y Mega SA (YPF cuenta con el 38% de su capital accionario y el resto se reparte entre Petrobrás –dueño de Pecom- y Dow Chemical) concentran en torno del 78% del negocio. CONSUMO APARENTE DE GLP (derivado del petróleo y gas natural)Miles de TEP

Total De refinería De gas Total Petroq. ResidencialComercio y S. Público Industria

1992 1.895 1.004 891 84 275 1.322 356 884 45 371993 1.824 824 1.000 0 529 1.336 390 878 29 391994 1.922 952 970 0 550 1.343 328 897 24 941995 2.031 866 1.165 0 584 1.415 441 907 12 551996 2.130 977 1.153 0 651 1.440 495 880 12 531997 2.192 911 1.281 28 699 1.517 523 952 18 241998 2.298 1.062 1.236 60 800 1.634 582 1.000 24 281999 2.478 1.096 1.382 3 902 1.606 522 1.028 28 282000 2.683 1.191 1.492 45 871 1.696 532 1.106 29 292001 3.147 1.212 1.935 51 1.645 1.540 440 1.053 18 29

Fuente: Balance Energético de la Secretaría de Energía.

Producción ConsumoImport Export

Por su parte, las importaciones sólo se realizan para cubrir eventuales faltantes estacionales en los meses de menor temperatura, pero en montos insignificantes en términos del mercado y la producción. De todos modos, vale aclarar que las importaciones comenzaron a producirse recién en el año 1997 y mayormente a causa de factores ajenos al volumen de demanda, sino a una situación N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

107

particular donde YPF, por las diferencias de precios de exportación que utilizaba y aprovechando las características de esquemas impositivos, reimportaba una proporción de sus exportaciones. Pero la sanción que en 1999 le cupo a la empresa por abuso de posición competitiva en el mercado local de GLP determinó, además de la sanción económica, culminar con la reimportación del fluído. Por lo que se desprende que las importaciones observadas en los últimos dos años no debieran contemplar operaciones de esta naturaleza.

PRODUCCION DE GLP POR EMPRESAAño 2001

Empresa Dist. % Dist. Acum.YPF 27,1% 27,1%Mega SA 19,8% 46,9%TGS 11,2% 58,2%Total Austral 9,9% 68,1%Refinor 9,8% 77,9%Shell 5,0% 82,9%Esso 4,4% 87,3%Pecom 2,5% 89,9%EG3 2,1% 92,0%Capex 1,8% 93,8%Pluspetrol 1,7% 95,5%UTE Santa Cruz II 1,4% 96,9%UTE T. del Fuego 1,4% 98,3%Pan American 0,8% 99,1%PBB 0,4% 99,5%Medanito 0,3% 99,7%Camuzzi 0,3% 100,0%

Fuente: en base a Secretaría de Energía y CEGLA.

Los productores de gas licuado buscan la integración vertical en la cadena de valor como

manera de monetizar la materia prima. En este sentido, la amplicación de capacidad de planta de los últimos años generalmente ha estado asociada a la construcción de nuevas plantas petroquímicas por parte de los productores que demandan el gas licuado como insumo para su propia producción. Esta estrategia está promoviendo negocios como Mega (en la cual Repsol YPF participa con un 38%), cuyas instalaciones comprenden una planta de separación localizada en Loma La Lata y otra de fraccionamiento de gas natural que produce etano, propano, butano y gasolina en Bahía Blanca, ambas plantas están conectadas por un poliducto. El insumo es demandado por la misma empresa para producir agroquímicos (úrea y fertilizantes) que anteriormente el país importaba. Para el manejo de esta planta y el desarrollo de mercados, el socio principal es Dow Chemical. También participa del negocio Petrobrás, la petrolera de Brasil, que es al mercado al que se orientará una importante proporción de la producción. Otro ejemplo similar es Profértil, un planta elaboradora de urea, que también une a YPF como proveedor de los insumos y a Agrium como operador de la planta y desarrollo de mercados.


108

Asimismo, dentro de la estrategia de integración vertical, varias de las productoras de gas licuado son líderes en el segmento del fraccionamiento, en particular a partir de la penetración en esta porción del mercado por parte de las petroleras multinacionales líderes en el mercado local. En los primeros años de la década del ’90, producto de la búsqueda de márgenes adicionales por parte de las empresas petroleras y gasíferas, se produjo una serie de fusiones y adquisiciones de modo que las principales fraccionadoras pasaron a pertenecer a las principales petroleras. Actualmente son 60 las empresas fraccionadoras con 180 plantas de fraccionamiento, con una

importante concentración del mercado en Repsol YPF Gas, Total Gaz, Extragas y Shell Gas, que participan con el 67% del mercado fraccionador de GLP.

En el negocio de la distribución, hubo cambios estructurales en la forma de comercialización, fundamentalmente en los productos destinados al mercado interno, donde las empresas productoras que incusionarion en el fraccionamiento también distribuyen (generalmente a través de terceros) y comercializan en sus puntos usuales de venta, las estaciones de servicio, o a través de tanques con capacidad de almacenamiento variable, en función del proyecto y necesidades del mismo. Desde que YPF decidiera penetrar con más fuerza en este negocio a partir de 1994, aplicó la misma política que utiliza en otros sectores: al aprovechar su liderazgo en costos y su capacidad económico-financiera, reduce mucho los precios y provoca la salida del mercado de una importante cantidad de competidores. La incursión de YPF en la venta a granel, le ha permitido en especial la penetración en el mercado de pequeñas industrias, sector agrícola y servicios en áreas rurales como estancias, criaderos, tambos, secaderos de granos y tabaco, restaurantes, hoteles, entre otras actividades. Entre distribuidoras y subdistribuidoras el mercado cuenta con unas 5.000 empresas y para la comercialización minoristas se calcula que existen unos 50.000 puestos de ventas.

El consumo final de GLP se realiza a través de garrafas y cilindros, a granel o por redes. En 2001 la comercialización a través de envases concentró el 64% del GLP consumido, la venta a granel un 33% y la distribución por redes a penas un 3%. En el primer caso, se trata de un mercado de 4,5 millones de usuarios distribuidos en todo el país atendidos con un parque total de envases de 20,7 millones de unidades de 10, 15, 30 y 45 kg. Se trata básicamente del consumidor residencial que compra habitualmente en un almacén cercano, con un consumo medio anual por hogar de 120 kg destinado a cocina, calefacción y agua caliente. Además, este usuario no concede gran valor por el servicio a domicilio y no estarían dispuestos a pagar un sobreprecio por ello. Muestra preferencia hacia el gas natural y tiene expectativas de pasar a él en el futuro por confort y precio. Con la presencia de nuevos participantes a partir de 1997, comienza a diferenciar el envase por marca, calidad de producto, peso exacto y garantía de seguridad. En este mercado, del total de GLP provisto por el fraccionador el 5% lo comercializa directamente con el usuario final, un 30% va a los comercios minoristas y el 65% restante llega a las distribuidoras. Del GLP que reciben estas últimas la mayor parte se comercializa a través de los comercios minoristas, mientras que un 15% del GLP entregado lo venden directamente las distribuidoras a los clientes finales (ver diagrama).

Por su parte, el mercado a granel cuenta con cerca de 80 puntos fijos de almacenamiento y abastecimiento, en áreas de difícil acceso para otros combustibles con el gas natural y la electricidad. Este mercado abastece básicamente a clientes comerciales (hoteles y complejos habitacionales), agropecuarios para secado de granos, fruta, arroz, tabaco, yerba, industriales para calderas, procesos de calor y generación de energía y para hospitales, escuelas y servicios de seguridad.


109

CADENA DE DISTRIBUCION MINORISTA

Fuente: CEGLA PRECIO DEL GLP La cadena de producción y comercialización del GLP también puede verse reflejada en la estructura del precio del gas licuado, con un mayor peso para las etapas de fraccionamiento y distribución dentro de los componentes del precio al consumidor sin impuestos.

ESTRUCTURA DEL PRECIO FINAL DEL GLP SIN IMPUESTOS - 2001

21,3%

4,3%

26,6%

37,2%

10,6%

0%

10%20%

30%40%

50%

60%70%

80%90%

100%

Precio final GLP

Comercio minorista

Distribuidores y subdist.

Fraccionadores

Flete

Productores

Fuente: TGS

A diferencia de lo que ocurre con el gas natural el precio del gas licuado no está regulado, con

lo cual se vio afectado a lo largo de 2002 por la depreciación del peso y también por su correlación con el precio del petróleo. Una garrafa de GLP de 10 kg que en diciembre de 2001 costaba $ 9, pasó a valer en diciembre de 2002 $ 18. En consecuencia, dentro de las fuentes de energía para uso residencial y comercial el GLP fue uno de los combustibles que más se encarecieron durante el 2002. En el período julio 2002 - diciembre 2001 el GLP para uso residencial creció un 80% frente a subas de 4% del gas natural y de 28% de la energía eléctrica, sólo superado por la duplicación del precio del


110

kerosene. En el caso del uso comercial, el alza de 80% del gas licuado superó ampliamente las leves subas del gas natural (+5%) y de la energía eléctrica (+12%). Sin embargo, los efectos de la depreciación del peso derivaron en una ganancia de competitividad cuando se analiza la evolución del precio del GLP argentino en dólares (sin impuestos), que cayó un 28% y se ubica como uno de los más bajos de los países latinoamericanos.

COSTO Y ESTRUCTURA DE PRECIOS DEL GLP

Marzo 2000

0100200300400500600700800900

1000A

rgen

tina

03/0

0

Arg

entin

a12

/01

Arg

entin

a10

/02

Bra

sil

Chi

le

Ecu

ador

Esp

aña

Méx

ico

Per

ú

Uru

guay

u$s

por t

on

Costo M.P. Costo op. y margen com. IVA Imp. Especiales

Fuente: The W orld LPG Association


111

EL SECTOR EN LOS NOVENTA

TRANSFORMACION Y EVOLUCION DEL SECTOR

En los años ochenta el servicio de gas natural se caracterizó por el desabastecimiento con cortes, restricciones o disminución de la presión en los meses de invierno, el desaprovechamiento de los recursos gasíferos existentes por desinversión y el deterioro de las instalaciones, demoras significativas en los tiempos de conexión y en la atención de reclamos de los usuarios, niveles insuficientes de inversión y mantenimiento para asegurar la calidad y la seguridad del servicio y desorden administrativo y financiero de Gas del Estado.

A principios de los noventa el sector inició una notable transformación en el marco de políticas públicas orientadas a lograr una mayor participación del mercado en la asignación de los recursos de la economía y una mayor inserción de la economía argentina en la economía mundial. En este contexto, se desreguló el sector de la producción de gas y petróleo, que estaba prácticamente monopolizado por la estatal YPF, permitiéndose la entrada de nuevos actores y más adelante en el 2000 se privatizó la petrolera estatal.

A comienzos de 1991 se dio por finalizada la política exploratoria del Plan Houston y se redefinió el marco regulatorio para la actividad petrolera. El marco regulatorio asumió la libre competencia en el segmento de la producción y estableció un nuevo esquema de exploración para nuevas áreas que fue bautizado como Plan Argentina, de libre acceso para todas las empresas nacionales (incluyendo YPF) e internacionales. Dentro de este esquema, se realizaban licitaciones bimestrales internacionales en las que se ofrecían las 140 áreas de exploración que tenía el país. Las empresas competían en la licitación ofreciendo unidades de trabajo. Estas unidades servían para valuar las distintas actividades relacionadas con la exploración, por un monto de u$s 5.000 cada unidad. La empresa que ofrecía más unidades de trabajo (mayor inversión) y el menor tiempo de trabajo ganaba la licitación. El ganador de la licitación obtenía un permiso de exploración por 2/3 años (3/4 en el mar), con la obligación de cumplir el programa de inversión propuesto o entregar el dinero equivalente y pagando un canon de exploración de u$s 10 anuales por km. En el caso de encontrar yacimientos explotables obtenía una concesión por 23 años, se incrementaba el canon a u$s 420 por km y comenzaba a pagar el 12% de regalías sobre el valor del petróleo y/o gas producido a la provincia correspondiente.

Por su parte, el sector de transporte y distribución del gas natural estaba a cargo de Gas del Estado. A fines de 1992 se privatizó la empresa estatal y se implementó un marco regulatorio para reglamentar ambas actividades. Se creó el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) para controlar el cumplimiento del marco regulatorio por parte de las licenciatarias.

En consecuencia, sobre la red de gasoductos existente, se crearon dos empresas de transporte, TGN, que pasó a operar los gasoductos del norte (gasoductos Norte y Centro-Oeste), y TGS en el sur del país (gasoductos San Martín y los NEUBA I y II), definiéndose además la libertad de acceso de todos los consumidores al sistema de transporte. El sector de distribución también se delimitó por áreas geográficas con ocho distribuidoras: Metrogas, GasBan, Cuyana, Centro, Litoral, GasNor, Pampeana y Sur, a las que más tarde se agregó GasNea. Las licencias de transporte y distribución se otorgaron por 35 años con la posibilidad de renovación por 10 años adicionales. Se prohibió la integración vertical del negocio mediante participaciones controlantes del capital social en más de un segmento de la cadena del gas, buscando de esta forma evitar la discriminación de proveedores y/o transportistas hacia distribuidores y viceversa. Se permitió la negociación de contratos de venta de gas de productores directamente con grandes usuarios (by pass) en dos modalidades, el by pass físico, cuando el gran usuario se conectaba directamente con el sistema de transporte, desvinculándose completamente del distribuidor, y el comercial, donde el


112

gran usuario pactaba directamente con el productor y usaba la red de distribución abonando un peaje.

A diferencia del sector productor de gas, el marco regulatorio definió un esquema de fijación de los precios de transporte y la distribución. En este sentido, el precio del gas para los consumidores se estableció como la suma del precio del gas del productor, más la tarifa de transporte, más la tarifa de distribución, a lo que luego se debían sumarse los impuestos nacionales y provinciales. Asimismo, las tarifas de transporte y distribución se definieron de manera tal de cubrir los costos de la actividad más una tasa de rentabilidad “razonable”, similar a la de otra actividad de riesgo equivalente, y con un esquema de tarifas máximas que podían reducirse pero sin crear subsidios cruzados. Por otra parte, la regulación definió tarifas de transporte y distribución en dólares, con un ajuste semestral (enero y julio) de acuerdo al índice de precios mayoristas de Estados Unidos, un ajuste estacional con dos revisiones anuales (mayo y noviembre) y un ajuste quinquenal donde las tarifas podían sufrir descuentos por mayor eficiencia (factor X) y aumentos por nuevas inversiones (factor K).

La apertura del sector hidrocarburífero al capital privado y el marco regulatorio diseñado permitieron iniciar un proceso de modernización de las maquinarias e instalaciones existentes cuyo grado de deterioro derivaba en una deficiente calidad del servicio, lo que se reflejaba entre otras cosas en las dificultades de la red para el abastecimiento de gas natural en los meses de invierno, y también permitieron generar nuevas inversiones destinadas a ampliar la producción, transporte y distribución de gas natural destinada a cubrir el incremento de la demanda de gas natural generada por el nuevo contexto económico.

Asimismo, la libre movilidad de capitales que alentaba la ley de Convertibilidad y el fuerte movimiento de capitales desde los países desarrollados hacia las economías emergentes que existía a principios de los noventa facilitaron el financiamiento del volumen de inversiones necesario para cubrir las necesidades de renovación y de expansión de la infraestructura vigente, junto con un aumento de la participación del capital extranjero en la estructura patrimonial de las empresas del sector.

La refinanciación de la deuda pública externa en marzo de 1992 a través del Plan Brady reabrió las puertas para el financiamiento externo, tanto público como privado. En el mercado doméstico, la Comisión Nacional de Valores adoptó una serie de medidas tendientes a facilitar el financiamiento de las empresas, apuntando a darle mayor transparencia y seguridad al mercado. La desregulación de las comisiones bursátiles y la eliminación de algunos impuestos del mercado bursátil, estimularon la utilización del mercado doméstico de acciones como instrumento de financiamiento empresario. Asimismo, el Congreso sancionó una nueva Ley de Obligaciones Negociables, que permitió un importante crecimiento del uso de este instrumento por parte de las empresas privadas, que fue utilizado activamente por las empresas del sector gasífero.

Si bien no se dispone de estadísticas de inversión total del sector gasífero, la inversión extranjera directa (IED) del sector de hidrocarburos (incluye extracción, procesamiento, transporte y distribución de petróleo y gas) puede ofrecer una idea de los montos de inversión que arribaron al sector en los noventa, a pesar de que las cifras de IED no incluyen las inversiones realizadas por residentes. En este sentido, la IED del sector de gas y petróleo acumuló u$s 37.003 millones en el período 1990-2000, de los cuales u$s 24.749 millones correspondieron a adquisiciones de empresas, que incluyen las privatizaciones de Gas del Estado y de YPF, y u$s 12.254 millones a la formación de capital.


113

IED EN EL SECTOR HIDROCARBURIFERO ARGENTINO (1990-2000). Millones de u$sFormación de

CapitalAdquisiciones y

Fusiones TOTAL

Petróleo y gas 5.874 21.369 27.243Derivados de petróleo y gas 3.332 521 3.853Oleoductos, gasoductos y poliductos 1.141 39 1.180Provisión de gas 1.907 2.820 4.727TOTAL 12.254 24.749 37.003Fuente: CEP

En el caso del transporte y la distribución de gas natural se pudieron individualizar los

montos invertidos durante la década pasada. Entre los años 1993 y 2001 ambos sectores realizaron inversiones por u$s 8.264 millones, de las cuales u$s 3.220 millones se destinaron a la privatización de Gas del Estado, u$s 300 millones fueron las inversiones obligatorias que exigía el marco regulador, u$s 3.584 millones las inversiones voluntarias de las empresas para la infraestructura y u$s 1.160 millones para las relacionadas con la extensión del sistema de gasoductos. A su vez, 48% del monto total invertido correspondió a las transportistas y 52% a las empresas distribuidoras de gas natural.

Las licenciatarias financiaron estas inversiones en un 67,5% en promedio con capital propio y el resto con deuda financiera, con las distribuidoras mostrando una mayor participación de capital propio (78,8%) que las empresas de transporte de gas (55,3%). En consecuencia en el período 1993-2000 el ratio de endeudamiento de las transportistas pasó de 0,4 a 1,0, en tanto en las distribuidoras creció de 0,3 a 0,6.

INVERSIONES ACUMULADAS POR LAS LICENCIATARIAS DE GAS

01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Mill

ones

de

u$s

Relacionadas (extensiones del sist de gasoductos)Adicionales voluntarias para infraestructuraObligatoriasCompra de Activos

Total acumulado 1992-2001: u$s 8,264 M


114

FINANCIAMIENTO DE LAS INVERSIONES DE LAS LICENCIATARIAS

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

TGSTGN

METROGAS

LITORAL

BAN

GASNOR

CENTRO

CUYANA

CAM SUR

CAM PAMPEANA

Millo

nes

de u

$s

Deuda Financiera Capital propio

Fuente: ENARGAS

Las inversiones llevadas a cabo por las empresas del sector permitieron un notable

incremento de las reservas y de la producción de gas natural con posterioridad a la reforma del sector. En este sentido, las reservas probadas de gas natural se incrementaron 47,8% entre 1993 y 2001, con un mayor dinamismo en las cuencas Austral (+175%) y Golfo de San Jorge (+242%), seguidas por las del Noroeste (+31%) y Neuquina (+20%), en tanto las reservas de la cuenca Cuyana cayeron 55%. Por su parte, la producción subió 72,2% en el mismo lapso, con lo cual la relación reservas/producción pasó de 19,4 años en 1993 a 16,6 años en 2001.

PRODUCCION

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Mill

ones

de

m3

Fuente: en base a datos de la Secretaría de Energía.

RESERVAS COMPROBADAS DE GAS NATURAL

400

450

500

550

600

650

700

750

800

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Mil

mill

ones

de

m3

14

16

18

20

22

24

Res

erva

s/Pr

oduc

ción

(año

s)

ReservasReservas/ Producción



115

RESERVAS Y PRODUCCION DE GAS NATURAL

Reservas Produccion Res/ProdMiles mill. m3 Millones m3 Años

1988 773,0 22.734 34,01989 743,9 24.027 31,01990 579,1 23.018 25,21991 592,9 24.643 24,11992 540,9 25.043 21,61993 516,7 26.662 19,41994 535,5 27.697 19,31995 619,3 30.441 20,31996 685,6 34.650 19,81997 683,8 37.074 18,41998 686,6 38.630 17,81999 748,2 42.425 17,62000 777,6 44.870 17,32001 763,5 45.910 16,6

Var. % 93/01 47,8% 72,2% -14,2%

Fuente: Secretaría de Energía. Sobre el final de la década, la recesión iniciada a partir de 1998 impactó en la performance

del sector, lo que se reflejó en una desaceleración en el ritmo de crecimiento tanto de las reservas como de la producción de gas natural. Luego de crecer 9% en 1999 las reservas probadas aumentaron 3,9% en 2000 y cayeron 1,8% en 2001, en tanto la producción de gas natural, luego de expandirse a un ritmo de 9,8% en 1999, creció 5,8% en 2000 y 2,3% en 2001.

El desarrollo del sector en los noventa también puede observarse en la utilización del gas natural frente a otras fuentes de generación de energía. En este sentido, en 1992 el gas natural participaba con un 40,2% de la matriz energética primaria, mientras que en 2001 dicho porcentaje se incrementó al 46,2% principalmente a costa de una menor participación del petróleo, y en menor medida de la energía nuclear y la utilización de carbón mineral y de leña.


MATRIZ ENERGETICA PRIMARIA 1992

Hidráulica3,9%

Otras (carbón,

leña, bagazo)

5,1%

Nuclear2,4%

Gas natural40,2%

Petróleo48,3%

MATRIZ ENERGETICA PRIMARIA 2001

Otras (carbón,

leña, bagazo)

5,7%

Nuclear1,9%

Hidráulica4,9%

Gas natural46,2%

Petróleo41,3%

Dentro de los subproductos derivados de la extracción de gas natural, la producción de gas para redes (metano) presentó un incrementó de 38,4% en el período 1992-2001, siendo los de mayor dinamismo la producción de etano para la industria petroquímica (+129%) y de gas licuado (propano y butano) destinado principalmente al consumo residencial a través de garrafas con una suba de 117%, en tanto las gasolinas derivadas de la extracción del gas presentaron una merma de 4,6% en el mismo lapso.


116

Junto con la expansión de la producción de gas natural, crecieron las actividades de transporte y de distribución. El volumen de gas natural transportado aumentó 46,1% en el período 1993-2001 y la capacidad nominal de los gasoductos de transporte pasó de 74,7 MMm3/día en 1992 a 125 MMm3/día en 2002.

Al principio del período la mayor parte del gas transportado (93%) era entregado a las distribuidoras, sin embargo empezaron a aparecer otras modalidades de comercialización del gas alentadas por el marco regulatorio, como el by pass físico y el comercial, que le permitieron a los grandes usuarios conseguir gas a un menor precio, por lo cual la participación de las distribuidoras en el volumen de gas entregado por las transportistas cayó al 65,8% en 2001 frente al by pass físico y el comercial que alcanzaron en 2001 una participación 8,8% y 7,4%.

TOTAL FLUJO DE GAS ENTREGADO POR TRASNPORTISTAS SEGÚN DESTINO

En millones de m3

Distribui- doras

Reden- gas

RTP - Cerri

By Pass Físico

By Pass Comercial

Comercia- lizadores

Reinyec- ción

Subtotal Mercado Interno

Exporta- ción Total

1993 19.939 9 1.179 181 134 0 0 21.441 0 21.4411994 19.395 12 1.171 294 660 0 0 21.533 0 21.5331995 20.317 21 1.523 320 896 0 0 23.077 0 23.0771996 20.979 27 1.467 541 1.040 0 0 24.054 0 24.0541997 21.007 29 1.383 1.091 1.459 0 0 24.970 127 25.0971998 20.140 37 1.282 1.316 2.196 2 0 24.974 1.242 26.2161999 22.078 39 1.546 2.287 2.345 179 183 28.657 2.033 30.6892000 22.199 44 1.482 2.434 2.661 302 461 29.582 2.374 31.9572001 20.624 43 1.330 2.748 2.313 258 627 27.943 3.384 31.328

Var.% 93/01 3,4% 400,9% 12,9% 1415,9% 1630,7% - - 30,3% - 46,1%

Fuente: Secretaría de Energía Al inicio del proceso privatizador se constituyeron ocho empresas distribuidoras,

incorporándose luego en 1999 las distribuidora GasNea. La actividad de las distribuidoras creció un 32,2% entre 1993 y 2001 con un mayor dinamismo para las distribuidoras Gas del Norte, Camuzzi Gas del Sur, Gas Nea y Gas Cuyana, en tanto los mercados más maduros como los de Metrogas y Gas Ban (Capital Federal y Gran Buenos Aires) crecieron por debajo del promedio.

GAS ENTREGADO POR LAS DISTRIBUIDORAS

En millones de m3

Ban Metro- gas Noro- este Centro Cuyana Litoral Pam-

peana Sur Paraná Gasnea Total

1993 2.615 6.090 1.440 1.378 1.074 2.344 4.222 2.656 9 0 21.8281994 2.639 5.842 1.526 1.252 1.113 2.320 4.600 3.361 12 0 22.6661995 2.758 5.935 1.672 1.257 1.226 2.495 4.965 4.209 21 0 24.5381996 2.889 6.311 1.997 1.311 1.292 2.652 4.910 5.033 27 0 26.4201997 3.036 5.678 2.475 1.465 1.477 3.100 5.086 4.584 29 0 26.9301998 3.067 4.920 2.709 1.624 1.775 3.098 4.993 5.037 37 0 27.2601999 3.128 6.782 2.821 1.686 1.816 3.205 5.320 5.362 39 16 30.1752000 3.367 7.446 2.827 1.782 1.826 3.217 5.334 5.353 44 42 31.2382001 3.279 6.846 2.654 1.598 1.740 2.836 5.617 4.171 43 64 28.849

Var.% 93/01 25,4% 12,4% 84,3% 16,0% 62,0% 21,0% 33,1% 57,0% 404,1% - 32,2%

Fuente: ENARGAS.


117

Por su parte, la red de distribución se amplió 52,7% y la cantidad de usuarios que recibían el suministro de gas natural subió 32,5% (+1,48 millones). Se observaron mejoras en la eficiencia y productividad de las prestatarias, las cuales se reflejaron en la primera revisión quinquenal en 1998 a través de la reducción de las tarifas por la aplicación del factor X, alcanzando el servicio niveles de calidad y de seguridad según estándares de países desarrollados y con una reducción de los tiempos de conexión de los usuarios.

Durante el período previo a la desregulación del sector productor de hidrocarburos los precios del gas en boca de pozo eran reducidos y no alentaban la explotación de los yacimientos exclusivamente gasíferos. La reforma del sector a principios de los noventa produjo un aumento promedio de los precios que se ajustaron para cubrir los costos de explotación y mejoraron la rentabilidad de la producción de gas natural. Asimismo, durante la década del ‘80 las tarifas de gas natural sufrieron una tendencia de deterioro en términos reales que se reflejaba en la delicada situación económico-financiera que presentaba Gas del Estado en el momento de su privatización.

Entre 1990 y 1992 se produjo una fuerte recomposición real de las tarifas para mejorar la situación financiera de la empresa estatal. Luego en el período diciembre´92-diciembre´01, las tarifas de gas natural residencial e industrial se incrementaron 20% en promedio en el período, con una suba de 30% del costo del gas, 6% del costo correspondiente al componente regulado de distribución y transporte, en tanto el componente impositivo tuvo un impacto significativo en el caso de las tarifas residenciales con un incremento de 60% en el mismo lapso.

Evolución de la tarifa media final (*)(Capital Federal y GBA, dic-1992/ dic-2001)

Concepto Residencial IndustrialCosto del gas 33,0% 30,0%Transporte y distribución 6,0% 5,4%Tarifa sin impuestos 11,0% 18,0%Impuestos 60,0% 18,0%Tarifa Final 20,6% 18,0%

(*) Promedio ponderado Metrogas y GasBan.Fuente: en base a datos de Enargas.

De esta forma, la estructura del precio final del gas tanto para el consumidor residencial

como el industrial quedó a principios de 2002 de la siguiente forma (ver gráfico):

Composición del precio final del gas natural (promedio Capital Federal y provincia de Buenos Aires)Marzo de 2002

Fuente: Metrogas

Sector residencial

Transporte28,4%

Impuestos y tasas25,7%

Margen Bruto

Distribución28,5%

Costo del gas natural

17,3%

Sector industrial

Margen Bruto Distribución

10,3%

Transporte25,4%

Impuestos y tasas24,4%

Costo del gas natural

39,8%

Por el lado de los usuarios el crecimiento del sector gasífero estuvo explicado en un 42%

por la demanda de las usinas eléctricas, en particular del gas destinado a la producción de energía eléctrica a través de la instalación de plantas de ciclo combinado (más modernas y eficientes), en tanto otros componentes dinámicos de la demanda fueron el gas destinado a la industria y al GNC,


118

los cuales explicaron el 28% y el 16% respectivamente de la expansión de la demanda interna de gas entre 1993 y 2001.

CONSUMO POR TIPO DE USUARIO(Var. % de m3 entre 1993 y 2001)

-50%

0%

50%

100%

150%

200%

Residen-cial

Comercial Industria Usinas EntesOficiales

GNC Subdist. Total

GAS ENTREGADO POR TIPO DE USUARIO

En miles de m3

Residen- cial Comercial Industria Usinas Entes Oficiales GNC Subdist. Total

1993 5.637 867 7.747 5.931 591 760 294 21.8281994 5.651 866 8.793 5.728 382 940 305 22.6661995 5.756 948 9.199 7.142 224 1.007 262 24.5381996 5.843 924 9.351 8.713 252 1.092 244 26.4201997 5.803 995 9.743 8.617 243 1.268 261 26.9301998 5.877 949 9.910 8.548 277 1.412 287 27.2601999 6.557 1.016 9.777 10.680 324 1.509 312 30.1752000 6.967 1.053 9.965 10.899 340 1.677 337 31.2382001 6.717 1.008 9.689 8.898 352 1.851 334 28.849

Var.% 93-01 19,2% 16,3% 25,1% 50,0% -40,4% 143,3% 13,8% 32,2%

Fuente: ENARGAS. El importante aumento de la producción local llevó a revertir el déficit que mostraba la

balanza comercial del gas al inicio de la década, que pasó de un déficit de 1.900 millones de metros cúbicos en 1993 generado por las importaciones de gas natural desde Bolivia a un superávit de 6.000 millones de metros cúbicos en 2001. La importación de gas desde Bolivia a través de Yacuiba se interrumpió a partir de septiembre de 1999, conforme a lo acordado entre YPF e YPFB, dado que en julio de este año, Bolivia inició la exportación de Brasil por el gasoducto Santa Cruz – San Pablo, en tanto las exportaciones se iniciaron en 1997 alentadas por la construcción de nuevos gasoductos, que pasaron de los dos existentes en dicho año a 9 en 2001. Las ventas de gas natural al exterior se iniciaron hacia Chile en primer lugar, luego en 1998 se inauguró el mercado uruguayo y en 2000 el brasileño.

de

m3

BALANZA COMERCIAL

-3.000

-2.000

-1.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Millo

nes

Balanza comercialImportacionesExportaciones


119

PRODUCCION DE GAS Y GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA

La fuerte interrelación entre la producción de gas y sus precios con la generación térmica de energía eléctrica presenta aristas interesantes de comentar, teniendo en cuenta además que la demanda de las centrales termoeléctricas fue el factor de mayor contribución a la expansión del consumo de gas natural entre 1993 y 2001.

Durante los años setenta y ochenta las políticas de precios aplicadas a los hidrocarburos en general no reflejaron las bruscas variaciones acontecidas en el mercado internacional, ni tampoco los costos correspondientes a los procesos de producción, transporte, transformación y distribución. Podría afirmarse que la política de precios –especialmente a partir de 1976- se convirtió en un mecanismo para la apropiación del excedente social en una economía de racionalidad predominantemente rentista.

En estos años las empresas estatales debieron soportar los costos de llevar adelante estas decisiones en materia de precios, situación que se tradujo en un progresivo deterioro de su situación económico-financiera. Es importante destacar que dentro de la política energética del período considerado, se le adjudicó al gas natural un rol significativo en el proceso de sustitución de los derivados del petróleo, especialmente en la generación de energía eléctrica, aunque ya estaban en marcha importantes emprendimientos nucleares e hidraúlicos. A principios de los ochenta estas señales orientan a la inversión en centrales térmicas de generación como el caso de la Central Piedrabuena en Bahía Blanca. Finalmente en el Plan Energético Nacional 1985-2000 se explicita claramente la necesidad de promover el uso del gas natural como sustituto del petróleo.

Durante los años setenta los precios del gas con destino a la generación de energía eléctrica estuvieron fijados siguiendo como criterio la equiparación con el precio pagado por las usinas que utilizaban fuel-oil y por debajo del que abonaban usuarios industriales de volúmenes equivalentes. Esta situación se revierte a partir de 1979 cuando se iguala el precio de gas a usinas con consumo industrial, situándolo muy por debajo del fuel-oil, a raíz de modificaciones evaluadas respecto a las reservas de gas y al lento procesos de sustitución de fuel-oil por gas en las centrales.

Por tanto, analizando las series de precios de gas en el período 1965-1980 y la evolución del consumo de este combustible con destino a centrales de generación eléctrica, se observan los siguientes guarismos interesantes de destacar a los efectos del análisis: • Entre 1965 y 1975 se incrementa notablemente el uso de gas en centrales eléctricas a causa del

aumento de la oferta y del precio, en valores absolutos, de este combustible. • A partir de 1980 la expansión coincide con los movimientos favorables de los precios relativos

aunque limitada por las restricciones de oferta. Se trataba de provocar fuertemente la sustitución mostrando además sus ventajas comparativas económicas y ambientales, pero este proceso se vio limitado por la escasez de gas que se manifestaba fuertemente durante los períodos invernales.

El proceso de desregulación y privatizaciones del sector energético a partir de 1992 ha dado lugar a profundos cambios en cada subsector que compone la oferta energética, generando incluso un cambio importante en las reglas de juego e interrelaciones entre los mismos. Las decisiones y resoluciones de conflictos pasan de la órbita pública a la privada con las implicancias que ellos conlleva.

En este nuevo contexto debe encuadrarse el análisis de la relación disponibilidad y precio de gas e inversión en generación térmica durante el período de los noventa. En estos años la reforma verificada en el mercado de hidrocarburos trajo aparejada un gran desarrollo de la industria gasífera producto de un aumento considerable en las reservas provenientes de nuevos emprendimientos en la Cuenca Austral, Noroeste y megaproyecto Loma de La Lata en Neuquén.

Este aumento de las reservas se trasladó de manera inmediata a los precios del gas reduciéndose significativamente aunque esta baja fue atenuada por medidas desde el sector privado


120

tendientes a incrementar la demanda justamente a través de una mayor integración con la industria petroquímica y la generación térmica.

Con un escenario favorable por los precios del gas, por una parte, sumado a la reconversión del sector eléctrico a partir del Marco Regulatorio en 1992 que provocó un fuerte ingreso de capitales privados al sector con inversiones considerables en las tres etapas del mercado, la generación térmica a gas se expandió un 11% promedio anual entre 1990 y 1996, aunque es dable mencionar la conjugación de un tercer factor para este caso particular como fue la baja hidraulicidad registrada en el período mencionado.

A partir de 1996 ingresan en operación las primeras centrales térmicas a ciclo combinado implicando un avance tecnológico trascendente para el sector en términos de eficiencia técnica del equipamiento. Las inversiones en este tipo de tecnología se vieron incentivadas justamente por el precio competitivo del gas durante los años noventa, provocando entonces un efecto cascada que se tradujo en una importante reducción de los precios mayoristas de la energía.

Los gráficos siguientes ilustran el comentario precedente. Allí puede observarse como la participación de la generación térmica con equipamiento a ciclo combinado sobre el total de energía eléctrica generada, pasa de representar tan sólo el 2% en 1996 a participar con el 31% en el año 2001. Del total de la potencia termoeléctrica instalada en la última década, el 75% fueron ciclos combinados que permitió una renovación casi total del parque térmico con un incremento de la capacidad instalada del 69.2% entre 1992 y 2001. Por su parte, los precios mayoristas de la energía cayeron significativamente, pasando de $/Mwh 40 en febrero de 1993 a $/Mwh 24 a fines de 2001 (valores del mercado a término).

La introducción de CC permitió al país lograr una muy importante disminución de los precios mayoristas de energía eléctrica (Argentina aún antes de la devaluación se ubicaba como uno de los países más competitivos en este rubro), pero además permitió operar con mayor eficiencia (menor consumo de combustible por unidad eléctrica producida) y menor polusión, siendo nuestro país uno de los de más modernos en materia de parque de generación.

GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA POR TIPO (1996)

Turbina a gas16%

Turbina a vapor34%

Ciclo combinado

2%

Hídrica36%

Nuclear11%

Diesel1%Eólica

0%

Fuente: Secretaría de Energía

GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA POR TIPO (2001)

Ciclo combinado

31%

Hídrica45%

Nuclear9%

Diesel0%

Turbina a gas7%

Turbina a vapor8%

Eólica0%

Fuente: Secretaría de Energía

En el cuadro que sigue se registra la potencia nominal instalada en todo el país, agrupada por sistema y por tipo de generación, donde se observa la participación de cada mercado en el total del país y en el siguiente la evolución de incorporación de equipos en el período 1995-2001.

POTENCIA NOMINAL INSTALADA POR SISTEMA. Total país en KwSistema CC gas CC vapor Diesel Eólica Hidráulica Nuclear Turbo gas Turbo vapor Solar Geotérmica TOTAL

MEM 3.747.960 2.336.800 8.800 8.856.780 1.018.000 2.335.100 4.581.000 22.884.440MEMSP 41.220 21.800 494.720 273.200 830.940Interconectado 203.371 24.760 253.530 111.676 22.400 600 616.337Aislado 414.000 229.000 210.928 69 7.364 129.940 26 991.327TOTAL 4.203.180 2.587.600 423.099 24.829 9.612.394 1.018.000 2.849.916 4.603.400 26 600 25.323.044Fuente: SE


121

EVOLUCION DE LA POTENCIA NOMINAL INSTALADA EN KW (1995-2001)1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

CC gas 156.240 206.240 427.340 1.588.440 3.126.800 3.662.800 4.203.180CC vapor 74.100 104.100 353.900 535.300 1.569.200 2.092.200 2.587.600Diesel 634.000 494.000 557.076 566.342 433.105 432.987 423.099Eólica 0(*) 3.621 11.570 13.252 14.043 14.043 24.829Hidráulica 8.221.000 8.757.379 9.160.601 9.326.385 9.581.405 9.581.149 9.612.394Nuclear 1.018.000 1.018.000 1.018.000 1.018.000 1.018.000 1.018.000 1.018.000Turbo gas 3.376.000 3.673.000 3.895.890 3.646.720 2.804.070 2.804.070 2.849.916Turbo vapor 5.040.000 4.988.000 4.738.000 4.603.400 4.603.400 4.603.400 4.603.400Solar 0 0 0 25 25 25 26Geotérmica 600 600 600 600 600 600 600TOTAL 18.519.940 19.244.940 20.162.977 21.298.464 23.150.648 24.209.274 25.323.044Fuente: SE(*) incluído en hidro

Algunas conclusiones que pueden sacarse de la observación del cuadro son las siguientes: • La incorporación de equipos es encarada por el sector privado, y por una cuestión de menores

costos relativos, toda la nueva capacidad que se instala es de tipo térmico, que consume básicamente gas natural. Inicialmente centrales tipo turbo gas (TG) y posteriormente ciclos combinados (CC).

• La incorporación de grandes centrales hidráulicas en el MEM se reduce a aquellas cuya construcción había sido encarada por el Estado Nacional (Piedra del Aguila, Yacyretá, Pichi Picún Leufú) o por acuerdo de provincias (Casa de Piedra), previamente al proceso de privatización. En el caso particular de Pichi Picún Leufú, el ingreso se produjo recién en 1999, debido a que al momento de la privatización las obras estaban en su fase inicial, y en realidad se licitó también la finalización de las mismas.

• La incorporación de centrales térmicas, en el primer período, se trató de grupos TG de mediano módulo que se ubicaban a boca de pozo o relativamente próximas a los yacimientos. Tal es el caso de las centrales que se localizan desde 1993 a 1995 en Comahue (Loma de la Lata, Filo Morado, Agua del Cajón y Termo Roca), y entre 1995 y 1996 en NOA (San Miguel de Tucumán y Ave Fénix) y Patagonia (CT Patagonia).

• En un segundo período comienza la instalación de Ciclos Combinados, empezando Modesto Maranzana en 1995, y la incorporación del grupo ciclos combinados a gas (CG) en la Central Térmica Buenos Aires, para cerrar ciclo con uno de los grupos turbo vapor (TV) de la central Costanera.

• Inmediatamente, a partir de 1996, se instalan los primeros grupos CG de alto módulo que demoran el cierre del ciclo entre uno y dos años. Tal es el caso de CT Tucumán y Genelba. A continuación de éstos, todos los ingresos son ciclos combinados de alto módulo (alrededor de 800 MW y muy bajo consumo específico: Costanera, Puerto y Dock Sud).

• Por último se visualiza el cierre de ciclo de centrales TG nuevas y preexistentes, que incorporan grupos TV para mejorar su competitividad en el mercado, disminuyendo el consumo específico al nivel de los ciclos nuevos. Se espera que esta modalidad continúe en el corto plazo.

Este cambio tecnológico operado en la generación de energía eléctrica permitió a los

productores de gas incrementar considerablemente sus ventas con destino a usinas, llegando a representar este segmento en el año 2001 el 26% del total de gas consumido. Ese mayor consumo se observa en la evolución del consumo de combustibles en el sistema de generación eléctrico.


122

CONSUMO DE COMBUSTIBLE

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Tone

lada

s

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

Mm

3

Fuel oilGas oilCarbónGas Natural (eje derecho)

Fuente: CAMMESA

En síntesis, el comportamiento de los agentes productores de gas en la formación de precios

alentó de manera significativa la incorporación de tecnología (ciclos combinados) en la etapa de generación con un fuerte sesgo al consumo de este combustible gaseoso. Las nuevas reglas de juego a partir del proceso devaluatorio en Argentina, con un mercado de combustibles totalmente desregulado y un mercado eléctrico regulado en sus etapas de transporte y principalmente distribución, genera serias distorsiones en las señales de precios del gas respecto a su integración con la industria eléctrica, distorsión que de todos modos no podrá mantenerse durante mucho tiempo dada la delicada situación operativa y financiera por la cual atraviesan las empresas del sector gasífero como consecuencia de la devaluación, default y pesificación de tarifas.


123

EL SECTOR A PARTIR DE ENERO 2002 INTRODUCCION

Hacia fines de 2001 la desconfianza de los inversores en las posibilidades del gobierno de cumplir con sus compromisos de deuda y con la regla de la Convertibilidad desató un sostenido proceso de fuga de capitales. Esto derivó en una fuerte corrida bancaria que culminó a principios de diciembre con la implementación por parte del gobierno de restricciones sobre la disponibilidad de los depósitos y en un incremento de la conflictividad social, a través de saqueos y protestas, que derivó finalmente en la renuncia del presidente Fernando De la Rúa a su cargo.

De allí en más se agravó la crisis institucional y económica con el paso por el poder de cuatro presidentes en un período de dos semanas hasta la llegada de Eduardo Duhalde a la presidencia, período dentro del cual se declaró el default de la deuda pública nacional. A principios de enero el Congreso definió la salida de la Convertibilidad a través de la ley 25.561 de Emergencia Pública y de Reforma del Sistema Cambiario, que derivó en un esquema de libre flotación del dólar. Asimismo se dispuso la pesificación de los contratos, los créditos y los depósitos en dólares a través del decreto 214/2002 y se establecieron nuevas restricciones sobre los depósitos bancarios reprogramando el cronograma de devolución de los mismos.

El panorama de alta incertidumbre política y económica impactó en el mercado de cambios. La cotización del dólar estadounidense se disparó con un alza de 270% en los primeros nueve meses de 2002, lo que llevó al BCRA a introducir controles cambiarios y a intervenir con reservas para contener la suba de la divisa norteamericana. La fuerte depreciación del peso repercutió en la inflación interna, con subas de 39,7% de los precios minoristas y de 121,2% de los precios mayoristas en el período diciembre 2001 - septiembre 2002, con lo que el tipo de cambio real experimentó una suba de 176% en el mismo período (con base diciembre de 2001 igual a 1, el tipo de cambio real alcanzó a 2,7 en septiembre de 2002, superando el promedio de 2 de la década del ochenta). Asimismo, como producto de la salida de capitales, el default del sector público y la crisis bancaria se observó un importante aumento de la tasa de interés real junto con la desaparición del crédito interno y externo.

Por su parte, la actividad económica, que venía contrayéndose desde mediados de 1998, profundizó su caída con un retroceso de 14,9% del PBI en el primer semestre de 2002 (proyectándose una disminución del PBI del 11% para el año completo), junto a un fuerte deterioro de los indicadores del mercado laboral con caída del empleo e incremento de las tasas de desocupación y subocupación a niveles históricos (alcanzando el 21,5% y el 18,6% de la población económicamente activa respectivamente en la medición de mayo de 2002). La combinación de deterioro de las condiciones del mercado laboral, aumento de los precios de los bienes y salarios estables provocó un fuerte incremento de los niveles de pobreza. El porcentaje de la población por debajo de la línea de pobreza en aglomerados urbanos del país pasó de 38,3% en octubre del año pasado a 53% en mayo de 2002. La combinación de un fuerte aumento del precio relativo de los bienes transables con relación a los no transables y la pesificación de la economía en un contexto de empresas endeudadas en dólares tuvieron consecuencias significativas sobre el sector de servicios, en especial de los servicios públicos que están sujetos a un marco regulatorio que define los precios de los bienes que ofrecen, dentro de los cuales se encuentra el sector gasífero. A continuación analizaremos las repercusiones sobre el sector de gas natural del cambio de las reglas de juego y de la profunda crisis institucional y económica que afectó al país a partir de fines de 2001.


124

PRECIOS Y TARIFAS DEL GAS NATURAL FORMACION DE PRECIOS

Uno de los efectos más notable sobre el sector de los cambios económicos ocurridos a partir

de diciembre de 2001 se concentró sobre las tarifas de gas. Las tarifas de gas natural distribuido por redes están integradas por los siguientes

componentes: precio del gas en boca de pozo, costo del transporte, margen de distribución e impuestos. Por un lado, el precio del gas se pacta libremente entre productores y distribuidores (o grandes usuarios). De acuerdo a lo establecido en el marco regulatorio, en octubre y mayo de cada año, el ENARGAS analiza y traslada a las tarifas al consumidor las variaciones que se hubieran producido en los acuerdos de compraventa celebrados entre productores y distribuidores (mecanismo de pass through). Sin embargo, este mecanismo de ajuste no es automático, ya que el ENARGAS puede limitar el traslado del precio del gas comprado por la distribuidora a la tarifa final si detecta que el mismo hubiera sido pactado entre partes que no operan en forma independiente o mediante mala fe. En repetidas oportunidades el ente regulador ha limitado el traslado a tarifas del costo del gas pactado entre productores y distribuidores con la queja de las empresas licenciatarias, que en algunos casos concluyeron en la Justicia.

Por su parte, el servicio de transporte y distribución de gas son actividades reguladas por el Estado Nacional, a través del ENARGAS. De acuerdo a lo previsto en la normativa legal las tarifas son del tipo "price cap" (precio máximo), con una revisión cada 5 años y con 2 ajustes semestrales (enero y julio de cada año) que consisten en la aplicación del indicador de precios al productor (Producers Price Index) de los EEUU y de los factores X de eficiencia y K de inversión. Las tarifas deben permitir cubrir los costos de operación y amortizaciones y una tasa de retorno razonable similar a otras actividades de riesgo comparable para las licenciatarias. Finalmente, dentro del componente impositivo de las tarifas, se incluyen tributos nacionales, provinciales y/o municipales. Según el marco regulatorio las variaciones en las cargas impositivas que las distintas jurisdicciones decidieran aplicar a la actividad de las licenciatarias se trasladan directamente a la tarifa final.

PRECIO DEL GAS EN BOCA DE POZO

A nivel productores el mercado está totalmente desregulado desde enero de 1994, con lo

cual el precio fluctúa de acuerdo a las reglas de la oferta y la demanda. En un mercado donde un bien tiene posibilidades de ser comercializado internacionalmente, los productores intentan aproximar el precio doméstico a la paridad externa, es decir el precio externo del bien por el tipo de cambio correspondiente, considerando los costos de transportes y eventuales retenciones o aranceles sobre el comercio exterior que pudieran gravar al bien.


125

35,0

40,0

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Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

($ p

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3)

200020012002


PRECIO PROMEDIO DEL GAS NATURAL EN BOCA DE POZO

En el mercado de gas este ajuste a la paridad externa no se realiza como en el caso de otros combustibles u otros bienes transables por las limitaciones del transporte, dado que no es posible actualmente exportar la totalidad del gas extraído ya que la capacidad de transporte está acotada a los gasoductos existentes. De esta forma, el ajuste del precio interno a los movimientos de los precios en dólares o del tipo de cambio no se realiza como en otros mercados de bienes transables, es decir que el gas no está commoditizado por las rigideces en la cadena de transporte. Por lo cual el gas natural no tiene un mercado mundial sino que existen varios mercados regionales y en función de las condiciones de esos mercados los precios se van acomodando.

Sin embargo, las transacciones entre productores y distribuidores o grandes usuarios se venían realizando en general con contratos privados de suministro de 3 a 5 años y expresados en dólares, los cuales se pesificaron con una relación u$s 1 = $ 1 más el ajuste por inflación del Coeficiente de Estabilización de Referencia (CER) de acuerdo al Decreto 214 emitido a principios de febrero de 2002 por el Poder Ejecutivo. Según el artículo 8 de dicha norma, si de la aplicación de esta conversión el valor resultante del bien, fuese superior o inferior al momento del pago, cualquiera de las partes podrá solicitar un reajuste equitativo del precio. De no mediar acuerdo entre dichas partes, se podrá recurrir a procedimientos de mediación o a la justicia.

En este contexto, mientras las empresas se encuentran renegociando los contratos, las prestaciones se facturan a cuenta de futuros pagos. Los únicos contratos que se mantuvieron dolarizados fueron los contratos de exportación de largo plazo, pero que representan solo el 10% de la producción, y los de suministros a grandes usuarios que han aceptado la tarifa en dólares por tener ingresos en la misma moneda (industrias del sector transable que pudieron aprovechar la depreciación del peso), lo que impide en buena medida al sector primario ajustar a dólares el precio de extracción del gas natural.

En consecuencia, el precio promedio nacional del gas natural en boca de pozo (ponderado por volumen producido) creció un 25,7% anual en los primeros ocho meses con respecto a igual período de 2001 hasta alcanzar los $60,5 cada mil m3, impulsado principalmente por el incremento del precio del gas en las provincias de mayor producción como en Neuquén (+29,4% anual), Salta (+35,6% anual) y Santa Cruz (+25,1% anual).


126

PRECIO DEL GAS NATURAL EN BOCA DE POZO(En $ x mil metros cúbicos)

Ene/ago 2001

Ene/ago 2002 Var. %

Chubut 38,3 45,9 19,8%Jujuy 36,9 36,3 -1,7%

La Pampa 48,9 44,0 -10,1%Mendoza 52,5 31,9 -39,2%Neuquén 53,8 69,6 29,4%Río Negro 48,1 47,9 -0,2%

Salta 44,1 59,8 35,6%Santa Cruz 36,3 45,4 25,1%Tierra del

Fuego 43,4 51,4 18,4%Precio

promedio * 48,3 60,7 25,7%

* Ponderado por volúmenes de producción.Fuente: Secretaría de Energía.

Por otra parte, en 1995 mediante el Decreto 1020, el Poder Ejecutivo estableció un régimen optativo para las licenciatarias de gas tendiente a crear alternativas para desarrollar el mercado de corto plazo del gas natural o mercado spot. Este mecanismo se implementó con el objetivo de dar incentivos a las distribuidoras para que adquirieran gas a precios más bajos que en los contratos de más largo plazo. En principio las empresas distribuidoras, por el sistema de “pass-through” vigente, transfieren las variaciones del precio del gas a los usuarios. Las distribuidoras que adquieren gas por debajo del precio de referencia (que es el precio que establece el ENARGAS para cada cuenca al inicio de cada período estacional, invierno-verano) pueden retener la mitad de la ganancia entre el precio de compra y el de referencia. Por otra parte, si las adquisiciones son a precios superiores que el precio de Cuenca (que también define el ENARGAS), sólo puede trasladarse a tarifa el 50% de la diferencia entre el precio de compra y el testigo. Este mecanismo ha dado lugar a disminuciones de precios, en especial en el verano. Sin embargo, la situación de Repsol-YPF, que tiene una participación del 35% en la producción y cercana al 60% en la comercialización de gas propio y de terceros, un buen posicionamiento en todas las cuencas y un poder negociador muy alto en la definición de precios, no ha favorecido hasta el momento el objetivo de lograr una mayor competencia en el upstream a través de la competencia entre cuencas planteado por la creación del mercado spot. COSTO DEL TRANSPORTE Y MARGEN DE DISTRIBUCION

Los sectores de transporte y distribución están sujetos a un marco regulatorio, por lo cual

las tarifas a los usuarios dependen de los métodos de ajuste dispuestos por la legislación y en última instancia del ente nacional regulador del gas (ENARGAS).

En enero de 2000 el gobierno nacional comenzó a alterar el marco jurídico del sector al definir la suspensión del ajuste semestral de las tarifas por índice de precios mayoristas de Estados Unidos. Los ajustes se venían realizando mientras este índice se ubicaba por debajo de la inflación argentina, hasta el último ajuste que se aplicó en julio de 1999. En julio de 2000 las licenciatarias firmaron un acuerdo con el Secretario de Energía de la Nación - actuando en representación del Ministro de Economía - y con el ENARGAS, que luego fue ratificado por Decreto N° 669/2000 del 4 de agosto de 2000, y que disponía la regularización del ajuste por inflación norteamericana.


127

Sin embargo, en agosto de 2000, a solicitud del Defensor del Pueblo de la Nación, y en el marco de una demanda ordinaria entablada por dicho funcionario contra el Poder Ejecutivo Nacional y el ENARGAS, donde se plantea la inconstitucionalidad y nulidad de las disposiciones del marco regulatorio, un tribunal federal en lo Contencioso Administrativo dispuso la suspensión cautelar del Decreto N° 669/2000. Las licenciatarias y el Estado Nacional presentaron una apelación contra dicha medida cautelar en diciembre de 2000 ante la Sala V de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal, la cual se desestimó en octubre de 2001, manteniéndose la suspensión del ajuste por PPI impuesta en primera instancia. En consecuencia, las licenciatarias y el Estado Nacional buscaron apelar dicho fallo por vía de recurso extraordinario, el cual todavía está pendiente de resolución.

A la suspensión del ajuste por la inflación mayorista norteamericana se sumó, a principios de enero de 2002, lo dispuesto por la ley de Emergencia Pública y Reforma del Sistema Cambiario 25.561, sancionada en el inicio de la gestión de Eduardo Duhalde. El artículo 8 de dicha norma dejó sin efecto las cláusulas de ajuste dólar o por otras monedas y las cláusulas indexatorias por índices de precios de otros países y cualquier otro mecanismo indexatorio de los contratos celebrados por la Administración Pública, con lo cual las tarifas de gas natural quedaron pesificadas a la relación de $ 1=u$s 1. Además suspendió el proceso de segunda revisión quinquenal de tarifas que se encontraban llevando a cabo ENARGAS y las empresas de transporte y distribución, y que debía fijar el esquema tarifario para el período 2003-2007. La medida buscó evitar el impacto sobre la canasta familiar y los costos operativos de las empresas del traspaso pleno de la devaluación de la divisa norteamericana a las tarifas del gas y desató un nuevo conflicto entre las empresas del sector, abrumadas por la carga financiera de sus deudas en dólares y con tarifas pesificadas, y el Estado Nacional. EVOLUCION RECIENTE DE LAS TARIFAS

En este contexto, el esquema tarifario aprobado por el ENARGAS para mayo y junio de este año muestra un leve incremento de las tarifas con relación a octubre del año pasado como consecuencia del ajuste estacional que se realiza dos veces por año y que intenta trasladar a la tarifa el incremento de precios como consecuencia de los movimientos de la demanda de gas por efecto del invierno y el verano. Sin embargo, el nuevo esquema no muestra cambios con relación a las tarifas de mayor del año pasado, ya que además de la pesificación 1 a 1 de las tarifas y la ausencia del ajuste por precios mayoristas de Estados Unidos, se incluyeron valores del gas natural en boca de pozo iguales a los que regían en el invierno de 2001, con lo cual no se estarían traspasando al precio final del usuario los aumentos registrados en el precio del gas en boca de pozo desde principios de año, que por legislación deben transferirse directamente a la tarifa final. El siguiente cuadro muestra el comportamiento del esquema tarifario establecido en mayo 2002 para las distribuidoras, considerando sólo los cambios en los cargos variables que componen la tarifa, ya que tanto los cargos fijos, los impuestos y el cargo por reserva de capacidad de transporte no sufrieron modificaciones en el período mencionado.


128

TARIFAS A USUARIOS FINALES (CARGOS VARIABLES) *.- MAYO 2002

Residencial 0,11661 4,2% 0,0%SG-P Tramo 1 0,10924 4,5% 0,0%

Tramo 2 0,10297 4,8% 0,0%Tramo 3 0,09595 5,2% 0,0%

SG-G Tramo 1 0,07509 6,7% 0,0%Tramo 2 0,07034 7,2% 0,0%

Gdes. Usuarios FD 0,07196 7,0% 0,0%ID 0,07177 7,0% 0,0%FT 0,06675 7,6% 0,0%IT 0,06656 7,6% 0,0%

Subdistribuidoras 0,08020 6,2% 0,0%GNC 0,08457 5,9% 0,0%

Var. % resp. may-01

Promedio de las 9 distribuidoras

($ x m3 de consumo)

Var. % resp. oct-01

(*) Tarifas sin Impuestos y no consideran los cargos fijos ni el cargo mensual por cada m3 diario de Reserva de Capacidad de transporte. Fuente: ENARGAS

RESIDENCIALES: Servicio con medidor individual separado para usos domésticos no comerciales." SG-P (SERVICIO GENERAL «P»): Servicio para usos no domésticos en donde el cliente no tiene una cantidad contractual mínima (no hay un contrato de servicio de gas). SG-G (SERVICIO GENERAL «G»): Servicio para usos no domésticos en donde el cliente ha celebrado un contrato de servicio de gas con una cantidad contractual mínima, la cual en ningún caso puede ser inferior a 1.000 m 3 /día durante un período no menor a un año. FD: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una estación GNC, ni un Subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas que incluya una cantidad mínima diaria contractual de 10.000 m 3 y un plazo contractual no se realiza sobre una base firme. ID: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una estación GNC, ni un Subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas que incluya una cantidad mínima anual de 3.000.000 m 3 , y un plazo contractual no menor a doce meses en todos los casos. El servicio prestado es interrumpible. FT: Servicio que presta una Distribuidora a un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una estación GNC, ni un subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato que incluya una cantidad mínima diaria de 10.000m 3 . Este servicio, que está disponible para cualquier cliente con conexión directa al Sistema de Transporte de una Transportista, se presta por contrato y se realiza sobre una base firme. IT: Servicio disponible para cualquier cliente de la Distribuidora con conexión directa al Sistema de Transporte. El cliente no debe utilizar el gas para usos domésticos ni ser una estación GNC, ni un Subdistribuidor, y comprar una cantidad mínima contractual de 3.000.000 de m3/año (y un plazo contractual no menor a doce meses). Como su nombre lo indica, el servicio se presta en condiciones de interrumpibilidad, es decir, que está sujeto a cortes y/o restricciones en situaciones de escasez o emergencia. SUBDISTRIBUIDOR: Servicio que se presta a un cliente que opera cañerías de gas que conectan el Sistema de Distribución de una Distribuidora con un grupo de usuarios. Para operar como SDB definitivo debe mediar una autorización de la Autoridad Regulatoria. El servicio se presta bajo contrato con modalidad firme. GAS NATURAL COMPRIMIDO: Servicio que se presta a una persona física o jurídica que expende gas natural comprimido para su uso como combustible para automotores y cuenta con un medidor individual separado.

La pesificación de las tarifas de gas natural derivó en un importante cambio de la estructura

de precios relativos de los combustibles tanto para uso doméstico, industrial y para el transporte, que en gran parte siguieron la fuerte suba que experimentó el dólar durante 2002. De esta forma, mientras que el precio del gas natural de uso residencial creció un 4% en promedio en el período diciembre 2001/julio 2002, la electricidad aumentó 28%, el gas licuado 80% y el kerosén 99%. Por su parte, el gas natural de uso industrial subió 3,7% en promedio en el mismo período frente a un aumento de 96% del gas oil. El gas destinado a las usinas eléctricas trepó 17%, mientras que el gas oil aumentó 167% y el fuel oil 239% en el mismo lapso. En tanto, el gas natural comprimido (GNC)


129

se incrementó 15,6% en igual período, frente aumentos de 100% del gas oil y de 60% de las naftas en las estaciones de servicio.

0,0%

50,0%

100,0%

150,0%

200,0%

250,0%

300,0%

Gas

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Gas

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Gas

Nat

ural

Gas

oil

Fuel

oil

Fuente: Metrogas.

PRECIO DEL GAS NATURAL VS. COMBUSTIBLES ALTERNATIVOS(Var. % diciembre 2001/ julio 2002)

Residencial Industrial Transporte

Usinas eléctricas

Asimismo, las tarifas de gas natural de Argentina medidas en dólares, que previamente a la

salida de la Convertibilidad se encontraban entre las más bajas del mundo, se abarataron aún más como consecuencia de la depreciación del peso y la pesificación de las tarifas a lo largo de 2002.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

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(U$S

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3)

(1) Tarifas con impuestos a los ingresos brutos e impuestos nacionales a las ventas (IVA) . Consumo anual: 1200 m 3 . Fuente: ADIGAS en base a datos de la consultora Stone & Webster.

U$S a $3,7

U$S a $1

TARIFAS RESIDENCIALES DE GAS NATURAL POR PAIS (1) - (AÑO 2000)


130

0,000

0,100

0,200

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3)

(1) Tarifas del Servicio General (Pymes) y sin impuestos.Fuente: ADIGAS en base a datos de la consultora Stone & Webster.

U$S a $3,7

U$S a $1

TARIFAS INDUSTRIALES DE GAS NATURAL POR PAIS (1) - (AÑO 2000)


131

DEMANDA INTERNA DEL SECTOR

La demanda de gas natural se encuentra segmentada en siete grupos distintos de clientes: 1- Residenciales: son los consumidores que utilizan el gas para usos típicos de viviendas (casas o departamentos), destinado a servicios centrales con calderas para agua caliente y/o calefacción en edificios de propiedad horizontal para vivienda o a necesidades domésticas tales como la cocción de alimentos, calefacción y agua caliente, a partir de la utilización de cocinas, calentadores de ambiente, hornos, calentadores de agua, refrigeradores, lavarropas, etc. 2- Comerciales: usuarios que usan el fluido para actividades comerciales y de prestación de servicios. Son usuarios habituales los establecimientos gastronómicos tales como bares, restauran-tes, confiterías, hoteles y hosterías. También se consideran los establecimientos de salud y educación privada y el abastecimiento de alimentos (mercados, grandes almacenes, etc.). 3- Industriales: usuarios que tienen como actividad el proceso de elaboración de productos, transformación de materias primas, reparación de maquinarias y equipos, y fabricaciones varias. 4- Centrales eléctricas: usuarios que emplean el gas para la generación de energía eléctrica (usinas). La autogeneración de energía eléctrica para establecimientos fabriles se excluye de esta clasificación. 5- Entes oficiales: son usuarios de esta categoría los entes centralizados y descentralizados, los establecimientos del área pública de la salud como hospitales, dispensarios, salas de primeros auxilios, los centros de educación estatal y, en general, todos los organismos oficiales de cualquier jurisdicción, excluyendo en todos los casos aquellos cuya principal función sea un proceso productivo de bienes o la prestación de servicios con retribuciones explícitas en precios o tarifas. 6- G.N.C. - Gas Natural Comprimido: son usuarios excluyentes las estaciones de servicio, las que luego de comprimir el gas natural adquirido lo expenden para que sea utilizado como combustible en vehículos. 7- SBD - Subdistribuidores: son los entes y sociedades privadas que operan cañerías de gas que conectan el sistema de distribución de una distribuidora con un grupo de usuarios. La excepción dentro de este grupo la constituye el SDB de la ciudad de Paraná, que está conectado directamente a la red troncal de gasoductos de TGN.

Durante 2002, dos efectos contrapuestos generados por la crisis institucional y económica iniciada a fines del año pasado explicaron el comportamiento de la demanda interna de gas: una caída del nivel de actividad y del ingreso real de la economía, junto con un cambio favorable del precio relativo del gas natural frente a otros combustibles o fuentes de energía sustitutas. En este contexto, el gas natural entregado a los usuarios domésticos por las distribuidoras en el período enero/agosto de 2002 se mostró relativamente estable con una leve caída de 0,1% anual, cuando en el mismo período del año pasado, con un contexto recesivo más leve que en 2002, había registrado una contracción del 7,5% anual. TOTAL DE GAS ENTREGADO POR TIPO DE USUARIO

Volúmenes en miles de m3 Usuarios Cons.x usuario

Ene/ago 2001 Dist. % Ene/ago

2002 Dist. % Var. % 02/01 Ene/ago 2001

Ene/ago 2002 Var. % 02/01 Var. % 02/01

Residencial 4.939.440 24,7% 4.973.952 24,9% 0,7% 45.470.711 45.959.504 1,1% -0,2%Comercial 726.363 3,6% 712.963 3,6% -1,8% 1.690.404 1.692.309 0,1% -1,7%Industria 6.468.681 32,3% 6.562.470 32,8% 1,4% 198.833 192.419 -3,2% 4,8%Usinas 6.176.499 30,8% 5.943.152 29,7% -3,8% 468 458 -2,1% -2,1%Entes Oficiales 252.777 1,3% 251.700 1,3% -0,4% 209.856 213.203 1,6% -1,8%GNC 1.219.595 6,1% 1.289.161 6,4% 5,7% 7.230 7.941 9,8% -3,8%Subdistribuidores 246.777 1,2% 272.702 1,4% 10,5% 448 465 3,8% 6,4%Total 20.030.131 100,0% 20.006.100 100,0% -0,1% 47.577.950 48.066.299 1,0% -1,1%

Fuente: ENARGAS.


132

Los volúmenes despachados continuaron estando concentrados en el sector industrial con una participación del 32,8%, en el consumo residencial con un 24,9% y en las usinas eléctricas con un consumo del 29,7% del total del gas entregado al mercado doméstico.

En este contexto, la pobre performance de la demanda de gas estuvo explicada principalmente por la contracción de los despachos hacia las usinas eléctricas (-3,8% anual en 8 meses de 2002) que se vieron perjudicadas por el efecto de la recesión de la economía sobre la demanda de energía eléctrica. Mientras la generación interna de electricidad cayó 9% anual en los primeros nueve meses de 2002, la generación de las centrales térmicas sólo bajó 1% anual, frente a una disminución de la oferta proveniente de las hidroeléctricas de 16% en el mismo lapso, con lo cual no hubo una mayor hidrolicidad del sistema eléctrico que pudiera haber afectado la demanda de gas por parte de las usinas. Al mismo tiempo que se observó una menor indisponibilidad del parque térmico, que pasó de 23,2% en 9 meses de 2001 a 22,5% de igual período del año pasado, en tanto la participación de las generadoras térmicas creció hasta abarcar el 48,2% de la oferta interna de electricidad.

Por otro lado, el sector comercial y a los entes oficiales, con una menor participación en la demanda de gas, también mostraron menores niveles de consumo que en 2001 (-1,8% anual y -0,4% anual respectivamente). La merma en el consumo de estos usuarios fue parcialmente compensada por la mayor demanda del sector residencial, de la industria y las ventas de GNC.

El sector residencial presentó un crecimiento de 0,7% anual en los primeros 8 meses del año pasado, reflejando una mejora con relación a la caída de 3,7% anual registrada en igual período de 2001. En este período la cantidad de usuarios residenciales aumentó 1,1% anual, mostrando una desaceleración de la expansión de la red de usuarios, que en igual período de 2001 había crecido 2,4% anual, con lo cual el consumo por usuario presentó una retracción del 0,4% anual en el mismo lapso. Esta caída del consumo de gas natural por usuario muestra los efectos de la caída del ingreso real de las familias y del incremento en los niveles de desocupación y pobreza evidenciados durante 2002, que elevaron el número de usuarios que declinó a un nivel de ingresos como para disponer la disminución del consumo de gas o directamente su interrupción. Sin embargo, dicha retracción resulta muy inferior a la de 5,9% registrada en el mismo período de 2001.

A pesar del contexto económico negativo, dos factores moderaron la contracción de la demanda de gas natural por parte de las familias durante el año pasado. Por un lado, en 2002 se registraron temperaturas menores en promedio que las de 2001. La temperatura promedio mensual en los primeros 9 meses de 2002 se ubicó 0,6°C por debajo del registro del año anterior, mientras que la temperatura promedio mensual del período junio/agosto fue 1,0°C inferior al nivel de igual período de 2001. Además, la combinación de tarifas residenciales congeladas y aumento en la cotización del dólar derivó en un importante abaratamiento del gas natural con relación a otras fuentes de energía de uso doméstico como el gas licuado, el kerosén y la electricidad.

Por su parte, la demanda de gas del sector industrial creció un 1,4% anual en el período enero/agosto 2002, con una caída de la cantidad de usuarios de 3,2% anual y un incremento del consumo por usuario de 4,8% en el mismo lapso (en igual período de 2001 el consumo por usuario había registrado un suba de 0,4% anual). De esta manera, la fuerte contracción de la actividad industrial en lo que va del año, que acumula un -14,4% anual en el período enero/septiembre 2002, fue compensada por el abaratamiento del gas natural frente a otros combustibles de uso industrial como el fuel oil y gas oil. Dentro del complejo industrial, la demanda de gas estuvo impulsada por las destilerías, la producción de metales no ferrosos, la fabricación de aceites y las curtiembres que muestran tasas de crecimiento positivas en los primeros 8 meses del año, mientras que los sectores más afectados por la actual recesión relacionados con la construcción como cemento y cerámicas, la industria automotriz y la producción de textiles mostraron las mayores caída de consumo de gas.


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GAS ENTREGADO AL SECTOR INDUSTRIAL POR TIPO DE INDUSTRIA

Volúmenes en miles de m3Ene/ago

2001 Dist. % Ene/ago 2002 Dist. % Var. % 02/01

Aceitera 286.329 6,7% 295.730 6,9% 3,3%Cuero 13.777 0,3% 16.202 0,4% 17,6%Destilerías 346.026 8,2% 473.285 11,0% 36,8%Frigoríficos 33.147 0,8% 31.769 0,7% -4,2%Maderera 20.699 0,5% 18.595 0,4% -10,2%Met. ferrosa 36.313 0,9% 33.023 0,8% -9,1%Met. no ferrosa 266.874 6,3% 379.457 8,8% 42,2%Petroquímica 410.759 9,7% 380.496 8,8% -7,4%Química 333.657 7,9% 343.201 8,0% 2,9%Siderurgia 760.734 17,9% 753.938 17,5% -0,9%Textil 66.864 1,6% 50.328 1,2% -24,7%Alimentos 441.998 10,4% 406.232 9,4% -8,1%Automotríz 42.414 1,0% 27.808 0,6% -34,4%Bebidas 55.453 1,3% 51.888 1,2% -6,4%Celulosa 211.404 5,0% 202.897 4,7% -4,0%Cementera 324.367 7,6% 208.650 4,8% -35,7%Cerámica 170.606 4,0% 130.467 3,0% -23,5%Cristalería 140.294 3,3% 119.823 2,8% -14,6%Caucho y plástico 37.319 0,9% 32.105 0,7% -14,0%Otras 245.366 5,8% 347.056 8,1% 41,4%Total 4.244.400 100,0% 4.302.950 100,0% 1,4%

Fuente: ENARGAS.

Asimismo, el gas destinado a GNC creció un 5,7% anual en los 8 primeros meses de 2002, impulsado básicamente por la expansión del número de usuarios (+9,8% anual), con lo cual el consumo por usuario cayó 3,8% anual en el mismo lapso. Los cambios de precios relativos de los combustibles para automotores como gas oil y naftas a favor del gas natural impactaron en la demanda de GNC frente a la de sus sustitutos. Mientras las ventas en términos físicos al mercado interno de GNC crecieron un 7,9% anual en el período enero/agosto 2002, las de gas oil cayeron un 8,7% anual y las naftas en promedio un 11,7% anual en igual período. EXPORTACIONES DE GAS NATURAL

En un contexto de estancamiento de las ventas internas de gas natural y de un notable abaratamiento del precio del gas natural en boca de pozo medido en dólares con respecto a otros países, las ventas al exterior no han mostrado una buena performance durante 2002. En los primeros 8 meses del año pasado las exportaciones de gas natural a través de los 9 gasoductos de exportación con los que cuenta la industria presentaron una fuerte desaceleración con respecto al dinamismo que mostraron durante 2001. A pesar de las oportunidades que puedan existir en mercados potenciales de la región como Chile, Brasil y Uruguay con respecto al cambio de la matriz energética de estos países, las posibilidades de exportación en el corto plazo están limitadas a la capacidad de los gasoductos existentes y al comportamiento de la demanda que abastecen, es por ello que las ventas al exterior de gas no reaccionan como otros productos transables a las condiciones de recesión interna. En este sentido, debido al monto de las inversiones, la construcción de gasoductos para exportar requieren el planteo de un negocio de largo plazo con condiciones de estabilidad y seguridad jurídica y también de un contrato de suministro que asegure un cierto grado de utilización N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

134

del gasoducto y que en general surgen como consecuencia de un proyecto minero o de energía eléctrica para luego trasladarse a la demanda de otros usuarios.

En los primeros ocho meses de 2002 las ventas al exterior crecieron un 2,1% anual en términos de volumen, frente a una expansión del 28,7% anual en igual período de 2001. De esta forma el porcentaje de la producción local de gas natural destinado al exterior se mantuvo estable en un 13,3%, en tanto la capacidad utilizada de los gasoductos de exportación (que cuentan con una capacidad de transporte de 8.600 millones de m3 anuales) presentó un leve incremento desde 71,7% en los primeros ocho meses de 2001 a 73,2% en el igual lapso de 2002. Asimismo, la balanza comercial del sector fue superavitaria por el monto de las ventas al exterior dado que no se registraron importaciones durante 2002.

En lo que respecta a los destinos de las ventas de gas natural, Chile continuó siendo el mercado más importante con una participación de 89,5% del total de las exportaciones en el período enero/agosto 2002, y el único hacia el cual se incrementaron los volúmenes de gas natural despachados (+3,8% anual).

EXPORTACIONES DE GAS NATURAL

Ene/ago 2001 Ene/ago 2002 Var. %

Brasil 469.228 427.514 -8,9%Chile 3.616.314 3.754.487 3,8%Uruguay 26.663 14.826 -44,4%Total 4.112.205 4.196.828 2,1%Brasil 29.279.660 24.187.660 -17,4%Chile 178.486.520 169.237.500 -5,2%Uruguay 1.399.820 685.670 -51,0%Total 209.166.000 194.110.830 -7,2%Brasil 64,0 61,0 -4,6%Chile 49,3 45,1 -8,4%Uruguay 52,1 46,7 -10,3%Total 50,8 46,3 -9,0%


Volúmenes en miles de

m3

U$S

Precios implícitos en U$S por mil

m3

DISTRIBUCION DEL MONTO EXPORTADO DE GAS NATURAL POR DESTINO (8 MESES DE 2002)

CHILE87,2%

BRASIL12,5%

URUGUAY0,4%

El tímido crecimiento de los volúmenes exportados al exterior de este año se realizó en un contexto de precios en dólares a la baja con relación a 2001, que en promedio de los tres destinos (Chile, Brasil y Uruguay) presentaron una caída del 9% anual en dólares en los primeros 8 meses del año pasado. De esta manera, el monto exportado por la industria gasífera alcanzó los u$s 194 millones en el período enero/agosto 2002, un 7,2% por debajo de lo exportado en igual lapso de 2001. PRODUCCION, TRANSPORTE Y DISTRIBUCION

Como se vio previamente en el trabajo, la explotación del gas natural está compuesta básicamente por tres actividades. La producción, que concentra las actividades de extracción y procesamiento de gas (upstream); el transporte, que incluye la recepción y el transporte de gas en el sistema de gasoductos de alta presión; y la distribución, que comprende la recepción del gas de la red de transporte para luego distribuirlo a través de una red de menor presión a los usuarios o consumidores finales1. Dada la limitada participación de la exportación dentro de la demanda de gas natural, existe una importante correlación entre el nivel de producción, el de transporte y el de distribución.


135

1 Existe la figura del subdistribuidor, que es una empresa que opera cañerías de gas que conectan el sistema de distribución de una distribuidora con un grupo de usuarios.

En los primeros 8 meses del año pasado la producción de gas creció un 1,5% anual, un ritmo de expansión anual similar al de los primeros 8 meses de 2001. El crecimiento de la producción se explicó principalmente por el dinamismo del gas aventado, el gas retenido y el reinyectado, mientras que los destinos más relacionados con el consumo interno (gas entregado a transportistas y a terceros ) y las exportaciones mostraron un crecimiento de 0,5% y una caída de 12% respectivamente en el mismo lapso.

PRODUCCION DE GAS NATURAL POR DESTINOEn miles de m3

Ene/ago 2001 Ene/ago 2002 Var. %

Entreg. a transportistas 22.184.624 22.967.211 3,5%Reinyectado 1.813.709 1.959.866 8,1%Consumo 2.473.993 2.540.010 2,7%Entregado a terceros 2.345.761 1.682.007 -28,3%Exportaciones directas 1.161.282 1.022.383 -12,0%Retenido 791.538 934.214 18,0%Aventado 419.310 564.890 34,7%Producción 31.188.162 31.670.665 1,5%

Fuente: Secretaría de Energía. Si se analiza la explotación de gas por cuenca productora, la más importante en volumen

continuó siendo la Neuquina con un total producido en el mismo lapso de aproximadamente 17.970 millones de m3 y con una participación de 56,7% en la producción total del país. Siguiendo en orden de importancia se ubicó la cuenca Austral con 6.090 millones de m3 (19,2% de participación en el total producido por las cuencas argentinas). La cuenca con mayor dinamismo en el período enero/agosto de 2002 fue la del Golfo de San Jorge con una expansión del 12,7% anual, en tanto la producción proveniente de las cuencas más importantes como la Neuquina y la del Noroeste mostraron menores tasas de crecimiento, 0,9% y 1,6% anual respectivamente, y la cuenca Austral registró una caída del 0,4% anual de la extracción de gas.

PRODUCCION DE GAS NATURAL POR CUENCA

En miles de m3

Ene/ago 2001 Dist. % Ene/ago 2002 Dist. % Var. % 02/01

Austral 6.114.584 19,6% 6.088.353 19,2% -0,4%Cuyana 50.844 0,2% 52.944 0,2% 4,1%

Golfo de San Jorge 2.057.723 6,6% 2.319.289 7,3% 12,7%

Neuquina 17.807.387 57,1% 17.967.841 56,7% 0,9%Noroeste 5.157.625 16,5% 5.242.239 16,6% 1,6%

Total 31.188.162 100,0% 31.670.665 100,0% 1,5%



136

PRODUCCION DE GAS NATURAL

3.000.000

3.200.000

3.400.000

3.600.000

3.800.000

4.000.000

4.200.000

4.400.000

4.600.000

4.800.000

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

(mile

s de

m3

200020012002


YPF se mantuvo como el operador más importante con una participación del 30,9% en la

producción de gas natural en los primeros ocho meses del año pasado, seguida por Total Austral (19,0%), Pluspetrol (11,4%), Pan American (10,2%) y Pecom Energía (8,3%). Asimismo, se observó a lo largo de 2002 un incremento de la concentración de la producción en las empresas de mayor tamaño. En este sentido, la participación de las cinco empresas más grandes en la producción local de gas natural se incrementó desde un 76,2% en los primeros 8 meses de 2001 a 79,8% en igual período de 2002.

PRODUCCION DE GAS NATURAL POR OPERADOR

En miles de m3

Ene/ago 2001 Dist. % Ene/ago 2002 Dist. % Dist. % acum.

Var. % 02/01

YPF 9.133.496 29,3% 9.790.142 30,9% 30,9% 7,2%Total Austral 5.695.686 18,3% 6.018.251 19,0% 49,9% 5,7%Pluspetrol 3.627.900 11,6% 3.607.835 11,4% 61,3% -0,6%Pan American 2.732.350 8,8% 3.240.980 10,2% 71,5% 18,6%Pecom Energía 2.562.968 8,2% 2.628.886 8,3% 79,8% 2,6%Tecpetrol 2.629.888 8,4% 2.370.101 7,5% 87,3% -9,9%Chevron 684.701 2,2% 891.332 2,8% 90,1% 30,2%Capex 640.904 2,1% 696.275 2,2% 92,3% 8,6%Resto 3.480.269 11,2% 2.426.863 7,7% 100,0% -30,3%Total 31.188.162 100,0% 31.670.665 100,0% - 1,5%


Por su parte, la actividad en el sector de transporte mostró un crecimiento de 0,6% anual en los primeros ocho meses del año pasado. El gas entregado a los distribuidores cayó un 3,2% anual en el mismo lapso, retracción que fue compensada por un mayor despacho de gas para by pass físico y comercial2 y para comercializadores, los que presentaron aumentos de 9,8%, 6,0% y 21,8%


137

2 En el caso del by pass comercial, los usuarios (básicamente las empresas) compran su propio gas y contratan con las distribuidoras el servicio de distribución y, eventualmente, el de transporte. Cabe destacar que normalmente las mayores diferencias logradas por los demandantes, que evidentemente sólo son relevantes en grandes consumos, dependen de los regímenes impositivos provinciales o municipales. En cambio el by pass físico consiste en la construcción una conexión directa de gas a la red de transporte por parte de la empresa, que en general son usinas eléctricas, petroquímicas u otras industrias de uso intensivo del gas, que son el tipo de consumo que puede justificar la inversión en un gasoducto por parte de un particular.

anual respectivamente. En lo que va del año Transportadora de Gas del Sur presentó una caída del 2,2% anual del volumen entregado, en tanto Transportadora de Gas del Norte mostró un incremento de actividad de 4,7% anual. De esta forma, las participaciones de ambas empresas en el mercado de transporte quedaron en 58,4% para TGS y en 41,6% para TGN en el período enero/agosto de 2002. Asimismo, en el caso de TGN se incrementó el grado de utilización de los gasoductos Norte y Centro Oeste (de 72% a 74%), mientras que para los ductos operados por TGS (Neuba, Oeste, San Martín y tramos finales) cayó de 84% a 74%.

GAS ENTREGADO POR TRANSPORTISTAS SEGÚN DESTINO

Volúmenes en miles de m3


Distribuidoras 14.566.800 67,0% 14.095.316 64,5% -3,2%Redengas 29.953 0,1% 30.690 0,1% 2,5%RTP - Cerri 873.234 4,0% 991.173 4,5% 13,5%By Pass Físico 1.834.689 8,4% 2.014.912 9,2% 9,8%By Pass Comercial 1.543.435 7,1% 1.636.424 7,5% 6,0%Comercializadores 160.322 0,7% 195.347 0,9% 21,8%Reinyección 413.463 1,9% 558.148 2,6% 35,0%Subtotal Merc. Interno 19.421.898 89,4% 19.522.011 89,3% 0,5%Exportación 2.308.936 10,6% 2.331.485 10,7% 1,0%Total 21.730.834 100,0% 21.853.496 100,0% 0,6%

Fuente: ENARGAS.

En el mismo período la actividad de las distribuidoras se mantuvo prácticamente estable con

respecto a 2001, mostrando una leve caída del 0,1% anual. En este período sólo Gas NEA, Gas NOR y Camuzzi Gas del Sur incrementaron la distribución de gas, subas que fueron compensadas por la contracción de los volúmenes entregados por Gas del Centro, Gas Cuyana, Litoral Gas y Camuzzi Gas Pampeana, en tanto las cantidades de gas distribuidas por Gas BAN y Metrogas se mantuvieron estables. Metrogas se mantuvo como la mayor operadora en términos de volúmenes de gas entregados con una participación de 23,5% en el período enero/agosto, seguida por Camuzzi Gas Pampeana con un 18,3% y luego por Camuzzi Gas del Sur con un 15,4%.

GAS ENTREGADO POR DISTRIBUIDORA

Volúmenes en miles de m3


Ban 2.286.279 11,4% 2.286.232 11,4% 0,0%Metrogas 4.720.471 23,6% 4.705.456 23,5% -0,3%Noroeste 1.741.972 8,7% 1.987.877 9,9% 14,1%Centro 1.129.744 5,6% 1.073.270 5,4% -5,0%Cuyana 1.241.009 6,2% 1.166.503 5,8% -6,0%Litoral 1.996.930 10,0% 1.949.796 9,7% -2,4%Pampeana 3.876.090 19,4% 3.669.228 18,3% -5,3%Sur 2.964.699 14,8% 3.082.229 15,4% 4,0%Paraná 30.226 0,2% 30.690 0,2% 1,5%Gasnea 42.710 0,2% 54.820 0,3% 28,4%Total 20.030.131 100,0% 20.006.101 100,0% -0,1%

Fuente: ENARGAS.


138

DIFICULTADES DEL SECTOR EN LA ACTUAL COYUNTURA

La crisis institucional y económica junto con el cambio de las reglas de juego de la economía en general y del sector gasífero en particular, generaron un importante número de inconvenientes en los balances y en los cuadros de resultados de las empresas del sector, con efectos significativos sobre su rentabilidad al punto de amenazar la sustentabilidad del sector en el mediano y largo plazo.

INCREMENTO DE LOS COSTOS FINANCIEROS

El efecto más directo de la depreciación del peso con relación al dólar se reflejó en el

incremento de los costos financieros de las empresas del sector. Las inversiones realizadas a partir de la privatización del sector llevaron a las empresas a recurrir tanto al endeudamiento como al capital propio para cubrir sus necesidades de financiamiento.

Las actividades de producción, transporte y distribución de gas natural requieren en general fuertes inversiones en activos físicos, con largos períodos de amortización, por lo cual es una actividad económica que se puede caracterizar como capital intensiva. Son negocios de lenta maduración que generan un flujo de fondos relativamente estable, ya que una importante proporción de la venta es regulada y a consumidores cautivos o se realiza sobre la base contratos de largo plazo de exportación con las compañías distribuidoras o clientes industriales, con bajo rendimiento sobre activos y largos períodos de repago.

De esta forma, debido al volumen de financiamiento elevado para el mercado local que requerían las empresas del sector dadas las características de las inversiones a realizar, la necesidad de largos plazos de amortización del endeudamiento acordes con el período de recupero de la inversión y las posibilidades de conseguir menores tasas de interés en el exterior, llevaron a las empresas a concentran su endeudamiento principalmente en deuda en dólares y con acreedores del exterior. Además las tasas de interés en moneda extranjera eran compatibles con la tasa de costo de capital establecida por el ENARGAS para las transportistas y las distribuidoras en las revisiones quinquenales de tarifas. El endeudamiento externo también estuvo alentado por la confianza generada por la convertibilidad del peso en el mantenimiento de la paridad $ 1 = u$s 1 y por el marco regulatorio que fijó las tarifas en dólares y con un ajuste semestral por la inflación mayorista norteamericana.

En este contexto, sobre el final de año pasado las empresas productoras, transportistas y distribuidoras3 de gas natural mostraban niveles de endeudamiento (pasivo sobre patrimonio neto) de 0,7, 1,0 y 0,6 respectivamente, en línea o por debajo del promedio internacional que muestra valores cercanos a 1. Junto a esto se observaba una importante exposición de la deuda al riesgo de devaluación, ya que los ratios de pasivos en moneda extranjera sobre los pasivos totales llegaban en el mismo período a 83% para las productoras seleccionadas, 95% en el caso de las dos transportistas y 72% en promedio para las distribuidoras de la muestra.


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3 Las empresas de las cuales se analizaron los estados contables fueron YPF, Pecom Energía, Tecpetrol y Pan American Energy dentro de las petroleras, las transportistas TGN y TGS y las distribuidoras Metrogas, Gas Natural Ban, Camuzzi Gas Pampeana y Distribuidora de Gas Cuyana.

Peso del endeudamiento en moneda extranjera en empresas representativas del sectorEn $ millones (31/12/2001)

Pasivo corriente

Pasivo en moneda

extranjera%

Pasivo no corriente

Pasivo en moneda

extranjera% Total

pasivo

Pasivo en moneda

extranjera%

Productores 4.620 3.382 73,2% 3.775 3.569 94,5% 8.395 6.951 82,8%Perez Companc 1.557 1.388 89,1% 1.367 1.331 97,4% 2.924 2.719 93,0%Pan American Energy 401 291 72,6% 477 455 95,4% 878 747 85,0%Tecpetrol 271 245 90,3% 50 46 92,0% 321 291 90,5%YPF 2.390 1.458 61,0% 1.881 1.737 92,3% 4.271 3.195 74,8%Transportistas 493 398 80,9% 1.316 1.315 99,9% 1.808 1.713 94,7%TGN 176 138 78,4% 473 472 99,8% 649 610 94,0%TGS 316 260 82,3% 843 843 100,0% 1.159 1.103 95,2%Distribuidores 856 527 61,5% 494 451 91,4% 1.350 978 72,4%Camuzzi Gas Pampeana (*) 379 212 55,9% 34 0 0,0% 413 212 51,3%Dist. de Gas Cuyana (*) 128 92 71,4% 6 1 25,9% 134 93 69,5%Gas Natural Ban 74 20 27,1% 224 220 98,0% 298 240 80,5%Metrogas 276 203 73,7% 230 230 100,0% 506 433 85,7%

(*) Datos correspondientes al 30/06/2001.Fuente: en base a datos de los estados contables de las empresas.

Si bien una proporción de la deuda financiera en moneda extranjera había sido emitida bajo

legislación nacional, como ser la deuda con el sistema financiero local, la cual fue pesificada a la relación u$s1 = $1 más el ajuste del CER a través del decreto 214/02, la mayor parte se encontraba regida por legislación internacional en la forma de obligaciones negociables o préstamos sindicados con el exterior. En consecuencia, el efecto de la depreciación del peso frente al dólar significó un fuerte impacto en los costos financieros de las empresas, que se incrementaron en porcentajes similares a la suba del dólar a lo largo de 2002, con un importante deterioro en los resultados financieros, un notable incremento en los ratios de endeudamiento, en especial en las empresas de transporte y en las distribuidoras de mayor tamaño, y una reducción de los ratios de liquidez de las empresas (en especial las de transporte y distribución).

Ratios de endeudamiento y liquidez en empresas representativas del sector

Ratio endeudamiento (1) Ratio liquidez (2)

Jun-01 Jun-02 Jun-01 Jun-02Productores 0,7 1,1 0,6 0,9Perez Companc 1,1 2,2 0,8 0,7Pan American Energy 1,0 1,1 0,6 0,4Tecpetrol 1,2 2,6 0,3 0,8YPF 0,6 0,7 0,6 1,2Transportistas 1,0 2,3 0,4 0,2TGN 1,0 2,0 0,4 0,4TGS 1,0 2,5 0,4 0,2Distribuidores 0,7 1,3 0,7 0,3Camuzzi Gas Pampeana 0,5 0,6 0,5 0,3Dist. de Gas Cuyana 0,3 0,2 0,6 0,8Gas Natural Ban 0,9 1,5 0,8 0,7Metrogas 0,9 3,3 1,0 0,2

(1) Relación pasivo total sobre patrimonio neto.(2) Relación activos corrientes sobre pasivos no corrientes.Fuente: estados contables de las empresas.


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En este contexto, algunas empresas enfrentaron dificultades para afrontar sus compromisos de deuda y entraron en default con sus acreedores, mientras que en otros casos apareció la posibilidad de que las "cláusulas de aceleración" accionaran la caducidad de todos los plazos de vencimientos establecidos y el pedido de la cancelación anticipada de la deuda afectada. AUMENTO DE LOS COSTOS E INVERSIONES OPERATIVAS

Junto con el incremento del costo financiero, el aumento de la cotización del dólar y el

consiguiente incremento de la inflación interna afectaron los precios de los insumos importados y nacionales que utilizan las empresas del sector para desarrollar sus actividades. Esto derivó en un aumento de los costos operativos de las empresas, que incluye los costos de exploración, operación, mantenimiento, administración y comercialización, y del gasto en inversiones operativas, que contempla aquellas inversiones vinculadas a niveles de prestación necesarios para mantener la seguridad y confiabilidad del servicio.

En el caso de las transportistas y distribuidoras, debido a la información presentada por las empresas ante la Comisión de Renegociación de Contratos como consecuencia de los problemas que la actual coyuntura genera en el sector4, se dispone de la estructura de los costos y las inversiones operativas a fines del año pasado desagregada por el tipo de variable que ajusta los precios de los distintos componentes de dichos gastos. En este sentido, en las empresas transportistas la influencia de los distintos precios dentro de los costos operativos muestra una incidencia del dólar de 11%, de los precios mayoristas de 25%, de la inflación minorista de 34% y de los salarios del 30%. En las empresas distribuidoras, la incidencia de los insumos ajustados por dólar sobre los costos operativos llega al 14%, la inflación mayorista y minorista al 19% respectivamente y un mayor peso del componente salarial con una participación de 47%. En el período diciembre 2001/ septiembre 2002 las variables de ajuste mencionadas registraron fuertes alzas como consecuencia de la salida de la Convertibilidad, con el dólar aumentando 270%, los precios mayoristas 121%, los minoristas 40% y los salarios sin cambios. En consecuencia, si se aplican estas variaciones a las estructuras de costos mencionadas, en el caso de las transportistas los costos operativos se incrementaron 73% y en las distribuidoras 69% en el mismo lapso.

Fuente: en base a datos de los expedientes presentados por las empresas a la Comisión Renegociadora de Contratos del Ministerio de Economía.

IPIM25,2%

Salarios29,7%

IPC34,3%

Dólar10,8%

COSTOS OPERATIVOS DE TRANSPORTE

IPIM19,2%

Salarios47,4%

IPC19,4%

Dólar13,9%

COSTOS OPERATIVOS DE DISTRIBUCION

El mismo análisis pudo hacerse para el gasto en inversiones operativas de las empresas

transportistas y de distribución, que también se vieron encarecidos por la suba del dólar y de los


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4 Para el sector de transporte la estructura de costos se confeccionó con la información presentada por las dos empresas del sector: TGS y TGN. En el caso de las distribuidoras, se utilizó la información de costos presentada por 6 de las 9 empresas del sector: Metrogas, Gas Natural Ban, Distribuidora Gas Cuyana, Gas del Norte, Litoral Gas y Gas del Centro.

precios internos, lo que dificulta las tareas de mantenimiento de las empresas y podría afectar en el mediano plazo la calidad y la seguridad del suministro de gas natural. En este sentido, en el caso de las transportistas, la incidencia del valor de la divisa norteamericana en los gastos de inversión operativa llega a 63%, la de los precios mayoristas es de 36% y la de los salarios 1%, con lo cual este costo se habría elevado 214% en los primeros nueve meses del año pasado. Por su parte, en las empresas distribuidoras, el peso de los insumos ajustados por dólar es menor, con un 34% de incidencia sobre los gastos de inversión operativa, en tanto la inflación mayorista afecta al 42%, los precios minoristas 13% y los salarios al 11% respectivamente, lo que habría derivado en una suba de 147% de los costos de inversión en el mismo período.

Fuente: en base a datos de los expedientes presentados por las empresas a la Comisión Renegociadora de Contratos del Ministerio de Economía.

Salarios1,1%

IPIM35,8%

Dólar63,1%

INVERSIONES OP. SECTOR TRANSPORTE

Salarios11%

IPIM42%

Dólar34%

IPC13%

INVERSIONES OP. SECTOR DISTRIBUCION

En consecuencia, si consideramos el impacto de la suba de los costos operativos y de las

inversiones operativas en forma conjunta, las empresas de transporte y distribución de gas tendrían que haber experimentado un aumento de 122% y de 82% en sus costos de funcionamiento respectivamente en el período diciembre 2001/ septiembre 2002.

Sin embargo, este análisis no tiene en cuenta las posibles modificaciones de la estructura de costos como consecuencia de la respuesta de las empresas a los cambios señalados en los precios relativos. Para tener en cuenta este efecto, se analizaron los balances de las empresas del sector al 30 de junio de 2002 5. De la información presentada se desprende que efectivamente las empresas ajustaron la estructura de costos a la nueva realidad. En el caso de las empresas transportistas el costo de funcionamiento medio (incluye costos de explotación, comercialización y administración y los gastos en inversiones operativas) se incrementó 106% y para las distribuidoras 39% entre junio de 2001 y junio de 2002.

En lo que respecta al sector productor, no se dispuso de la estructura de costos por tipo de variable de ajuste de los distintos componentes del gasto como en el caso del transporte y la distribución. Solamente se analizaron los balances presentados al 30 de junio de este año de empresas petroleras que cotizan en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires como YPF, Pérez Companc, Tecpetrol y Pan American Energy, de los cuales no fue posible separar los números de la explotación de gas natural de los correspondientes a la extracción de petróleo.

De esta forma, el impacto de la suba del dólar y los precios internos sobre los costos de los productores de gas natural fue mayor que en las transportistas y distribuidoras. Para este grupo de empresas el costo operativo medio, que incluye los gastos de explotación de los pozos, de


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5 Se utilizaron los balances presentados a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires de las dos transportistas: TGS y TGN, y de las distribuidoras Metrogas, Gas Natural Ban, Camuzzi Gas Pampeana y Distribuidora Gas Cuyana.

administración, de comercialización y de exploración de nuevos yacimientos, se incrementó 154% entre junio 2001 y junio 2002.

DESAPARICION DEL CREDITO INTERNO Y EXTERNO

La complicada situación del sistema financiero y la ruptura de la cadena de pagos, junto a la caída de la calidad crediticia a niveles de calificación de las compañías (que pasaron de categorías de investment grade a "SD" o "D" relacionadas con la situación de default) como resultado de los factores anteriormente mencionados, dificultaron el acceso de las empresas al crédito interno y externo para cubrir las necesidades financieras operativas o para financiar eventuales inversiones de crecimiento.

Asimismo, las dificultades generadas por la fuerte caída de la actividad económica y el deterioro de la tasa de desempleo y de los indicadores de pobreza contribuyó con el aumento de la morosidad y la incobrabilidad por parte de los clientes, que alcanzó niveles entre 4% y 6% con un máximo de 9,5% en el caso de Metrogas, afectando de esta manera los ingresos de las empresas del sector, en particular en el caso de las distribuidoras. DIFICULTADES EN LA ADQUISICION DE SUMINISTROS

Conjuntamente con el aumento de los precios de los bienes y servicios utilizados por las empresas del sector para desarrollar sus actividades, también se modificaron las condiciones de compra con los proveedores. En un contexto de incertidumbre sobre los precios de los bienes y servicios, comenzaron a caerse los acuerdos con proveedores para la emisión de órdenes de compra abiertas expresadas en pesos, sin posibilidad legal de inclusión de cláusulas de ajuste de precios. Básicamente las ofertas pasaron a realizarse exclusivamente en dólares con una vigencia temporal reducida y con una reducción considerable en las condiciones de pago fruto del deterioro de la cadena de pagos y del sistema financiero local.

La salida de la Convertibilidad generó además importantes efectos sobre la disponibilidad de ciertos insumos con situaciones de desabastecimiento en determinados rubros como combustibles, papel químico, repuestos e insumos de computación. Adicionalmente, el contexto de volatilidad de precios e imprevisibilidad ha perjudicado la eficiencia de la gestión de abastecimiento de las empresas, al producir la caída de acuerdos de largo plazo que permitían obtener mejores precios, mayores posibilidades de planificación y bajos niveles de inventario. FALTA DE SEGURIDAD JURIDICA

La inseguridad jurídica generada por el rompimiento de las reglas de juego en materia

económica establecidas durante al década de los 90´s, en particular el incumplimiento del marco regulatorio del sector respecto de la determinación de las tarifas, junto con una mayor discrecionalidad del gobierno para definir la política económica, desalientan las decisiones de inversión por la alta volatilidad de los flujos futuros de fondos que eventualmente podría generar cualquier proyecto de inversión, y también dificultan los procesos de renegociación de las obligaciones de deuda con el exterior que las empresas del sector deben encarar.

DIFICULTADES ADICIONALES DE LAS DISTRIBUIDORAS


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Por un lado, las distribuidoras enfrentaron inconvenientes con su capital de trabajo por dos razones. Una originada por un descalce en la compraventa de gas. El gas se abona en general a los

25 días de recibido, en cambio el cobro a los clientes se efectiviza a los 60 días en promedio después de consumido. Algo similar ocurre con el costo del transporte, donde el pago se realiza en 12 cuotas iguales, el 20 de cada mes, y el cobro se materializa en función de los volúmenes vendidos, 60 días luego de su consumo. En consecuencia dado el patrón estacional de consumo, en verano el saldo entre comprar y venta es negativo para las cuentas de las distribuidoras y recién saliendo del invierno se elimina dicho saldo.

Asimismo, las tasas de interés que cobran las distribuidoras a sus clientes por los pagos de facturas fuera de vencimiento son más bajas que otras tasas del mercado, lo cual puede derivar en que los clientes se financien con las facturas o con los planes de pago, mientras que la tasa de interés que debe abonar la distribuidoras para cubrir el no pago del cliente es mayor que la primera, lo constituye un costo financiero adicional para las empresas.

Por otra parte, las empresas actúan como agentes de retención de los impuestos que se cobran dentro de la tarifa de gas natural. Como el procedimiento de liquidación de dichos impuestos se basa en el criterio de devengado, la empresa se ve obligada a cargar con un costo financiero adicional por los impuestos que debe adelantar al Estado sin haber sido cobrados a los consumidores que retrasan en sus pagos.

Finalmente, la legislación nacional y provincial establece la obligatoriedad de aceptación de bonos nacionales y provinciales para el pago de servicios públicos a la par. Los cuales no son aceptados por los productores de gas ni por los transportistas y tampoco por el estado nacional para determinados impuestos. De esta forma, surge otra pérdida financiera para las empresas si deben liquidar con descuento dichos bonos en el mercado o utilizarlos como medio de pago en usos que no los aceptan a la par.

IMPACTO DE LA COYUNTURA EN LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS

Como consecuencia de las dificultades surgidas a partir de fines del año pasado y que

fueron señaladas en los puntos anteriores, se observó un notable deterioro en los indicadores de rentabilidad de las empresas del sector, sin embargo no todos los subsectores fueron afectados de igual manera.

Deterioro del retorno operativo y financiero de empresas representativas del sector

Rdo. Operativo ($ millones)

Rdo. Financiero ($ millones)

Resultado Neto ($ millones) ROA (*)

Jun-01 Jun-02 Jun-01 Jun-02 Jun-01 Jun-02 Jun-01 Jun-02Productores 3.245 3.650 -461 -3.553 2.267 -1.681 10,3% -7,0%Perez Companc 547 631 -180 -638 436 -929 7,4% -12,5%Pan American Energy 297 469 -46 -506 172 -78 11,8% -3,1%Tecpetrol 39 89 -4 60 24 121 9,2% 34,7%YPF 2.362 2.462 -231 -2.469 1.635 -796 11,6% -6,0%Transportistas 460 346 -150 -932 191 -589 5,5% -12,9%TGN 159 121 -63 -221 55 -103 4,3% -6,0%TGS 301 226 -86 -711 136 -486 6,2% -16,9%Distribuidores 233 45 -42 -1.248 121 -951 4,4% -35,2%Camuzzi Gas Pampeana 35 14 -2 -190 22 -178 3,5% -31,7%Dist. de Gas Cuyana 38 14 -1 -17 23 -3 7,5% -0,9%Gas Natural Ban 72 14 -15 -213 36 -128 4,9% -16,3%Metrogas 88 3 -24 -828 40 -643 3,6% -60,2%

(*) Resultado neto sobre activos totales.Fuente: estados contables de las empresas.

Los márgenes operativos (ingresos por ventas menos los costos operativos que incluyen los

costos por ventas, los gastos administrativos y de comercialización y en el caso de las productoras los gastos de exploración) de las transportistas y las distribuidoras mostraron caídas promedio de N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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25% y 80% respectivamente entre los períodos de seis meses finalizados en junio de 2001 y junio de 2002, aunque siguieron siendo positivos, mientras que en el caso de las productoras se observó un incremento de 13% en igual lapso.

El desfasaje de las tarifas del gas natural pesificadas y congeladas frente al incremento de los costos operativos y de inversión explicaron la reducción del resultado operativo de las empresas de los sectores regulados. Por su parte, en el sector productor, si bien una porción importante de las ventas de gas se mantuvo con precios estables por la pesificación de los contratos de sumistro con distribuidoras o grandes usuarios, el impacto de la suba de costos en las productoras se atenuó por una mayor proporción de ingresos atados al dólar explicados por el negocio petrolero y por los contratos de venta de gas natural que pudieron mantenerse dolarizados (exportación y empresas locales con ingresos en dólares).

Sin embargo, ninguno de los sectores pudo escapar al impacto de la devaluación sobre una estructura patrimonial con pasivos básicamente en dólares, con el consiguiente deterioro del resultado financiero (incluye los intereses ganados sobre activos y pagados sobre pasivos, las diferencias de cambio y el resultado por exposición a la inflación de los activos y pasivos). De esta forma, el fuerte incremento de los costos financieros anuló la ganancia operativa y generó un aumento significativo de las pérdidas netas de las empresas del sector (resultado neto: es el margen operativo más el resultado financiero menos el impuesto a las ganancias y otros egresos no incluidos en los componentes anteriores).

En consecuencia, la rentabilidad sobre activos de los tres subsectores se vio fuertemente afectada durante 2002. En el caso de las productoras el resultado neto sobre activos (ROA) pasó de 10,3% en junio 2001 a -7% en junio 2002, en las transportistas el ratio bajó de 5,5% a -13% y en las distribuidoras cayó de 4,4% a -35,2%.


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ACCIONES DE LAS EMPRESAS EN EL CORTO PLAZO

El desajuste de las tarifas de gas natural frente a los costos operativos y financieros generado por la Ley de Emergencia Económica y la salida de la Convertibilidad, derivó en un importante deterioro de la rentabilidad de las empresas que amenaza la sustentabilidad del sector en el mediano y largo plazo. En este contexto, en términos generales las empresas del sector han ajustado los gastos y los pagos que surgen de sus actividades al flujo de caja generado por los ingresos de las tarifas y los contratos de suministro ante las restricciones de acceso al crédito interno y externo imperantes (que se hacen más evidentes en los sectores de transporte y especialmente en el de distribución de gas natural). Además de la reducción de costos operativos llevada a cabo por las empresas desde principios de año, se destacan las siguientes acciones para afrontar las dificultades de la coyuntura: • Inicio proceso de renegociación de las tarifas con el gobierno:

Junto con el congelamiento y pesificación de las tarifas de gas natural, la ley de Emergencia Económica autorizó al Poder Ejecutivo a renegociar los contratos de los servicios públicos. Según la norma, el proceso de renegociación debía tomar en cuenta los siguientes factores para resolver el problema de rentabilidad de las empresas: el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de los ingresos, la calidad de los servicios y los planes de inversión previstos contractualmente, el interés de los usuarios y la accesibilidad de los servicios, la seguridad de los sistemas y la rentabilidad de las empresas.

En febrero de 2002 el Poder Ejecutivo Nacional emitió los decretos 293 y 370 a través de los cuales encomendó al Ministerio de Economía la renegociación de los contratos con empresas de servicios públicos y creó una Comisión Renegociadora de Contratos de Obras y Servicios Públicos (CRC), con el objetivo de asesorar y asistir a Economía en la materia, quien a su vez debía elevar una propuesta al Poder Ejecutivo dentro de los 120 de entrada en vigencia del decreto, para luego ser enviada a las comisiones bicamerales del Congreso.

Las actividades de la CRC se dividieron en tres fases: lanzamiento, preparación y discusión. La primera, consistente en la elaboración y entrega a las empresas de las guías de renegociación en las cuales se les pide información y la elaboración de propuestas para superar los efectos generados por la emergencia económica. La segunda fase consiste en la respuesta de las empresas a la información solicitada por la CRC, para lo cual las licenciatarias debían preparar sus presentaciones, proveyendo una descripción del impacto que pueda haberles producido la emergencia y sus propuestas, y presentarlas en forma individual ante la comisión. Y la tercera fase comprendía el análisis de la información presentada por las empresas para llegar a alguna propuesta de adecuación de los contratos, y la ronda de discusión con las empresas destinada a la búsqueda de acuerdos entre ambas partes.

Las negociaciones se iniciaron formalmente en marzo de 2002 cuando la CRC entregó a las licenciatarias de transporte y distribución las guías de renegociación aprobadas por Economía (fase 1). El proceso se dilató como consecuencia de la renuncia del Ministro de Economía Remes Lenicov el 23 de abril de 2002 quien fue reemplazado por Roberto Lavagna, situación que demoró la designación del coordinador de la Comisión Renegociadora con las empresas privatizadas, que finalmente se produjo el día 20 de junio próximo pasado.

Luego el proceso de renegociación se vio afectado por una medida cautelar iniciada en mayo de este año que impidió la toma de decisiones por parte de la CRC sin previo envío de copia de la información presentada por las licenciatarias a un representante de los consumidores y su participación en las reuniones técnicas, que fue apelada por Economía. Hacia mediados de año las empresas concluyeron la presentación de la información solicitada por la CRC (fase 2), en tanto, a mediados de septiembre el decreto 1839/2002 del Poder Ejecutivo prorrogó por otros 120 días hábiles el período de renegociación de los contratos. N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

146

Actualmente, las negociaciones se encuentran en la fase 3 donde la CRC se encuentra analizando la información presentada por las licenciatarias a través del análisis de los equipos técnicos de la Comisión, las Secretarías correspondientes y la consulta a los entes reguladores. Restan en este proceso la discusión de los resultados de dichos análisis con las empresas y luego un cuarto paso que comprenderá la consolidación de los acuerdos y su elevación al Ministerio de Economía.

Dentro de las conversaciones entre empresas y autoridades nacionales, las licenciatarias solicitan un reajuste de las tarifas que permita una recuperación de la rentabilidad del negocio a niveles consistentes con una tasa de rentabilidad razonable definida por el costo del capital (WACC) según la legislación que regula la actividad del sector, y que posibilite una actividad sustentable en el largo plazo. Más allá de las dificultades de estimar dicho costo del capital en el presente contexto económico, el gobierno sostiene que los costos operativos siguen siendo cubiertos por los ingresos, por lo que pide a las empresas que reestructuren la deuda con sus acreedores del exterior, y si bien admite el derecho a un reajuste tarifario también sostiene que no están en una situación tan crítica. En este sentido, el proceso de adecuación de los contratos estaría dividido en dos etapas: una transitoria para superar la emergencia económica y una relacionada a los cambios de carácter permanente que deberían incorporarse a los contratos una vez alcanzada una situación de equilibrio macroeconómico sostenible.

En consecuencia, el ajuste tarifario inicial estaría orientado a cubrir los costos de funcionamiento y determinado porcentaje de las inversiones. De esta forma, una parte relacionada con las inversiones y con el costo del capital como los dividendos y el pago de las deudas podría no quedar cubierta en un principio por el reajuste de los ingresos, con lo cual las empresas deberían recurrir a no repartir dividendos y/o a reestructurar su deuda. La comisión define esta solución como transitoria, dado que un esquema tarifario que no permita cubrir todos los costos involucrados y que no otorgue una rentabilidad adecuada al riesgo de la actividad pondría en riesgo la sustentabilidad del sector en el mediano plazo. Asimismo, en el caso de empresas con una situación financiera muy delicada, la CRC admite la posibilidad de recurrir a mecanismos no tarifarios para permitirle subsistir en el corto plazo.

Más allá de las conclusiones del proceso renegociador entre el gobierno y las empresas, el tema del reajuste tarifario de los servicios públicos pasó a ser materia de negociación en las conversaciones entre el gobierno nacional y el FMI para alcanzar un acuerdo que refinancie los vencimientos de deuda con los organismos multilaterales de crédito. En este contexto, los funcionarios del organismo internacional sugieren incrementos de 30% en las tarifas de los servicios públicos, mientras que el Poder Ejecutivo se mostró partidario de un esquema de ajustes escalonados junto con la utilización de tarifas sociales para los sectores de menores recursos.

En este contexto, a principios de diciembre de 2002 el Poder Ejecutivo dispuso un ajuste de las tarifas del gas natural a través del decreto 2.437. La norma incrementó en promedio un 10% las tarifas finales de las distribuidoras, donde la tarifa de las usinas eléctricas no se modificó, la tarifa residencial aumentó 7%, el GNC 12,6% y las tarifas industriales entre 6% y 20%. Además, dispuso una suba de las tarifas de transporte en las modalidades firme e interrumplible y en los costos de intercambio y desplazamiento de 10% para TGS y de 7% para TGN. Estos ajustes son de carácter transitorio hasta que concluya el proceso de renegociación de los contratos y deberán ser tomados en consideración al momento de finalización de dicho proceso.


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Impacto en tarifas finales por categoría de usuario (%)

Tipos de usuario Ban Metrogás Litoral Centro Cuyana Gasnor Gas Nea

Camuzzi Gas del

Sur

Camuzzi Gas

Pampeana Prom.

Residenciales 7,2% 7,3% 7,1% 7,4% 7,1% 7,1% 7,1% 5,6% 7,2% 7,0%Serv. Gen. P 8,1% 9,9% 7,3% 8,2% 8,8% 9,9% 7,3% 8,8% 9,9% 8,7%Usinas 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%Industriales- G - 18,0% - 10,5% 9,3% 8,8% - - - 11,7%- ID 6,7% 12,3% 6,0% 7,4% 6,1% 6,7% 6,0% 17,7% 11,6% 8,9%- FD 9,1% 14,8% 7,7% 10,2% 8,9% 7,9% 7,7% 20,0% 12,4% 11,0%GNC 12,3% 19,3% 9,5% 14,5% 8,2% 8,3% 9,5% 12,2% 19,8% 12,6%

Fuente: decreto 2.437/2002 del Poder Ejecutivo Nacional.

Sin bien el ajuste de las tarifas inicia el camino de recomposición de la rentabilidad de las licenciatarias y de normalización del sector hacia una senda sustentable, resultaría insuficiente ante la magnitud de los shocks negativos que enfrentaron las empresas durante 2002. En este sentido y a modo de parámetro, considerando el ajuste necesario de las tarifas para que las empresas recompongan la rentabilidad sobre activos (ROA) lograda en 2001 (que se ubicaba por debajo del costo del capital definido en la primera revisión quinquenal de tarifas para determinar la rentabilidad razonable de las licenciatarias), sólo teniendo en cuenta los resultados operativos y suponiendo un volumen de distribución y transporte de gas natural similar al presente año, el incremento de las tarifas tendría que ubicarse en torno al 20% para las distribuidoras y de 40% para las transportistas. Si además se incorporan los resultados financieros al cálculo, se necesitarían incrementos en las tarifas de distribuidoras y transportistas del orden de 125% para recuperar los niveles de rentabilidad de 2001 (sin considerar una restructuración de la deuda de las empresas).

Más allá de la magnitud del ajuste, la recomposición de las tarifas comenzó a enfrentar dificultades en la justicia a una semana de su publicación. Ante una presentación de la Defensora del Pueblo porteña, que consignaba que los aumentos por decreto violaban la ley de emergencia económica, que ordenó la realización de un proceso global de renegociación de los contratos, y la Constitución, que exige la participación de los usuarios en las decisiones tarifarias; un juez en lo Contencioso Administrativo suspendió el aumento tarifario para todos los habitantes de la Capital Federal. Luego, la suspensión del ajuste tarifario se extendió al resto del país ante una presentación del Defensor del Pueblo de la Nación. El fallo puede ser apelado por el Gobierno, pero el trámite en la Cámara del fuero Contencioso Administrativo puede demorar varios meses, durante los cuales no podrán aplicarse las subas tarifarias, lo que demora la normalización de las condiciones del sector.

• Default y renegociación de la deuda externa:

El fuerte incremento de los costos financieros originado por el peso de la deuda en moneda extranjera dentro de los pasivos de las empresas y la significativa caída del crédito externo e interno generada por la crisis iniciada a fines de 2001, pusieron a las empresas en grandes dificultades para cumplir con sus compromisos financieros, en especial de aquella deuda con legislación externa que no quedó pesificada a la relación u$s1 = $1 más CER por el decreto 214/02. En este contexto, algunas empresas entraron en default con sus acreedores al dejar de pagar los vencimientos de capital, aunque mostrando voluntad de pago con la cancelación de los intereses. En otros casos, los factores señalados generaron defaults técnicos, es decir, un incumplimiento de una serie de índices ("covenants") que debían mantener las empresas en relación con ciertos pasivos financieros. Ambas circunstancias pueden hacer efectivas las "cláusulas de aceleración" en las determinadas obligaciones de las empresas, por las cuales los acreedores podrían plantear la


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caducidad de todos los plazos de vencimientos establecidos y solicitar la cancelación anticipada de sus acreencias.

En consecuencia, varias empresas han iniciado contactos con los acreedores de estas obligaciones para acordar las condiciones de una espera que evite la ejecución de las cláusulas de aceleración y para iniciar un proceso de renegociación que permita un nuevo esquema de vencimientos consistente con los flujos de fondos que genera la nueva realidad económica. Sin embargo, el deterioro de la rentabilidad presente y esperada de las empresas del sector junto con el marco latente de inseguridad jurídica e incertidumbre sobre las tarifas, dificultan cualquier proceso de renegociación de la deuda que permita asegurar la continuidad de la empresa y evitar la posibilidad de quiebra. A pesar que el nivel de endeudamiento y el peso de los pasivos en dólares es similar en los tres subsectores, las mayores dificultades financieras parecerían recaer sobre las distribuidoras, cuyos ingresos dependen exclusivamente del negocio regulado, en especial sobre las más endeudadas como Metrogas y Gas Natural Ban. Por su parte, a pesar de que las transportistas participan en el negocio exportador, en el caso de TGN, y en el negocio de la producción de gas licuado (que está desregulado), en el caso de TGS, tienen una parte significativa de sus ingresos dependiendo de la actividad regulada y parten de niveles de endeudamiento similares a las distribuidoras más endeudadas. Mientras que las productoras tienen una situación de mayor holgura financiera dado que comparten la extracción del gas con el negocio del petróleo y acceden a ingreso en dólares a través de las exportaciones de gas natural.

Este nivel de heterogeneidad dentro de las empresas del sector puede observarse en las acciones tomadas por distintas empresas del sector: • Pecom Energía: lanzó una oferta de canje y reestructuró su deuda con una emisión significativa en agosto. Luego de la postergación de la fecha original del vencimiento de la oferta de canje, la compañía anunció un acuerdo de venta de las acciones de la familia Pérez Companc y la fundación, a Petrobrás. En octubre emitió obligaciones negociables como parte de su proceso de reestructuración de deuda financiera. Durante septiembre y octubre vendió algunos activos. • Tecpetrol: lanzó en agosto obligaciones negociables a tasa flotante a largo plazo como parte de un proceso de renegociación de deuda. • Pan American Energy: emitió obligaciones negociables por primera vez en abril. Realizó una nueva emisión durante octubre. • Camuzzi Gas Pampeana / Camuzzi Gas del Sur: pagó el 15 de diciembre u$s 130 millones mediante un préstamo de sus accionistas. • Metrogas: anunció en marzo la suspensión de los pagos de capital e intereses sobre su deuda. En julio anunció el pago de servicios de intereses adeudados en moneda original hasta el 30 de abril y anunció lo mismo para noviembre, respecto a los intereses adeudados hasta el 30 de septiembre. • TGN: en marzo suspendió sus pagos de capital. En marzo y junio, la compañía abonó sus servicios de intereses en moneda original. • TGS: pagó sus servicios de intereses de marzo, abril, junio, septiembre y octubre en moneda original y tiene dificultades para pagar sus vencimientos de capital. • Revisión de los contratos con proveedores y clientes:

La desaparición del crédito interno y externo y el deterioro de la cadena de pagos llevó a las empresas del sector a ajustar sus gastos y pagos al flujo de caja generado por los ingresos. Esto derivó en el diferimiento de pagos a proveedores de gas, transporte y otros bienes y servicios en función de los fondos recaudados de los clientes.

Las restricciones de caja de las licenciatarias y la pesificación asimétrica de las tarifas frente a otros contratos de la economía (donde aparecía la posibilidad de incorporar el CER como indexador), provocaron la revisión de contratos de provisión de bienes y servicios por terceros en


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un contexto de desconocimiento por parte de las licenciatarias de la totalidad de los mayores precios solicitados por algunos proveedores.

Por su parte, en el caso de las productoras se encaró la renegociación de los contratos de provisión de gas con sus clientes ante las modificaciones que introdujo el decreto 214/2002. En general estos contratos eran de largo plazo y estaban expresados en dólares, con lo cual quedaron pesificados a la relación u$s 1 = $ 1 más el CER y con la posibilidad de solicitar ante la justicia un reajuste equitativo si dicha indexación distorsiona el precio, según dicha norma. Los únicos contratos que se mantuvieron dolarizados fueron los contratos de exportación de largo plazo ya realizados y los de suministros a grandes usuarios que han aceptado la tarifa en dólares por tener ingresos en la misma moneda (industrias del sector transable que pudieron aprovechar la depreciación del peso). • Reducción de los gastos de inversión:

En el caso de las distribuidoras y transportistas de gas natural, la pesificación de las tarifas y el incremento de los costos operativos y de inversión junto con la desaparición del crédito interno y externo ocasionan una escasez de fondos que impide afrontar los planes de inversión previstos por las empresas. En consecuencia se paralizaron las inversiones de expansión de la red, cuyo costo ha quedado en manos de los propios clientes potenciales. La ausencia de crédito y la caída del ingreso real de la población dificultan que los terceros financien dichos planes ante la imposibilidad de afrontar el costo de expansión de la red y de las instalaciones internas. De esta forma, las licenciatarias han ajustado sus planes de inversiones, llevándolos al nivel mínimo necesario para el mantenimiento del servicio. En este sentido, las empresas han reducido las inversiones de mantenimiento preventivo, realizando solamente las de carácter correctivo para mantener la seguridad de la red.

Este panorama también dificulta la realización de inversiones destinadas a atender las necesidades de expansión de la producción y de la red de transporte como podría ser la construcción de nuevos gasoductos que permitan incrementar la capacidad exportadora de la industria gasífera con el objeto de aprovechar el reciente abaratamiento del gas natural frente al de países vecinos. En este sentido, la caída de 67,1% anual de los pozos gasíferos terminados en lo que va del presente año refleja de alguna manera las trabas que el actual contexto económico pone a la expansión de la producción del sector. En consecuencia, la caída de las inversiones en los distintos sectores del complejo gasífero pone en riesgo de deterioro la calidad del suministro de gas en el mediano plazo. Sin embargo, algunas empresas productoras han tomado decisiones estratégicas de continuar con determinados proyectos ante el tiempo y dinero invertidos hasta el momento y considerando como transitoria la actual coyuntura. Es el caso del consorcio de la Cuenca Marina Austral formado por las empresas Total Austral (TotalFina-Elf), Wintershall Energía y Pan American Energy para extraer gas de los yacimientos off shore Carina y Aries en Tierra del Fuego, que implica un monto de inversión de u$s 400 millones. De las cuatro etapas del proyecto, se están llevando a cabo dos: la construcción de las plataformas off shore y el tendido del ducto con su correspondiente instalación costa afuera, mientras que las otras dos, que son la perforación de los pozos y la instalación de las plantas de tratamiento en la costa, no se ralizarán hasta que el mercado se recomponga y mejore la rentabilidad del proyecto. Otro ejemplo de inversión con posibilidades de concretarse a pesar de la difícil coyuntura es la relacionada con la exportación de gas. En este sentido, Gas Andes (consorcio formado por Total 56.5%, CGC 17.5%, Metrogas de Chile 13% y AES Gener 13%) invertirá u$s 55 millones para aumentar la capacidad de transporte del ducto que lleva gas a Chile. Se destinarán u$s 30 millones para construir 70 km del lado chileno, desde Santiago hacia el sur y llevar gas a la VI región de Rancagua, y otros u$s 20 millones para construir una planta de compresión del lado argentino. La ampliación permitirá incrementar la actual capacidad de transporte de 8,5 a 11,5 millones de m3/día


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y está destinada a abastecer a nuevas centrales eléctricas y a una distribuidora chilena que abastecerá a una refinería que provee a la empresa de cobre estatal Codelco. PROBLEMAS DE LA COYUNTURA DEL SECTOR ELECTRICO

De manera similar a lo ocurrido con el sector del gas natural, el sector eléctrico se vio perjudicado por la combinación de devaluación del peso y pesificación - congelamiento de las tarifas, lo que pone en riesgo la viabilidad del negocio de la energía eléctrica en el mediano y largo plazo. En este sentido, recordemos que alrededor del 30% de la demanda de gas natural se dirige las usinas termoeléctricas de ciclo combinado (CC). Este grado de interrelación entre ambos sectores lleva a que los problemas del sector de electricidad constituyan un obstáculo al desarrollo de las potencialidades del sector gasífero y del aprovechamiento del recurso natural.

EVOLUCION DEL PRECIO MAYORISTA DE LA ENERGIA

ELECTRICA

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

Abr-9

2O

ct-9

2Ab

r-93

Oct

-93

Abr-9

4O

ct-9

4Ab

r-95

Oct

-95

Abr-9

6O

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2

u$s/

Gw

h

Mercado a término Monómico spot

Fuente: CAMMESA

Actualmente los generadores de electricidad están recibiendo u$s 7,32 por Mwh vs. u$s

24,67 en dic-2001, mientras que en el resto de los países de la región el precio de la energía eléctrica mayorista está por encima de los u$s 30 y entre u$s 30 y u$s 50 en Europa y EE.UU. Con estos valores no sólo los proyectos se tornaron inviables –motivo por el cual las inversiones están paradas- sino, peor aún, la capacidad operativa de los generadores se ha visto fuertemente afectada, considerando que gran parte de sus insumos están dolarizados, tienen una pesada carga de financiamiento por préstamos tomados en el exterior y no tienen acceso al crédito para operar de manera eficiente. Algunas de las empresas ya han entrado en default ante la imposibilidad de pagar sus obligaciones y otras tantas podrían similar camino si no se incrementan sus ingresos. Para los números de las eléctricas, este precio del Mwh no es sustentable en el largo plazo y podría traer aparejado problemas de oferta en los próximos años, repercutiendo negativamente en la demanda de gas.

El verdadero riesgo no es la falta de nuevas inversiones sino que con este nivel de tarifas colapse el sistema eléctrico, con lo cual si bien los precios relativos de los combustibles actualmente favorecen la demanda de gas natural como combustible para generación eléctrica, la demanda futura de gas de la industria eléctrica es la que está en peligro.

Adicionalmente deberá tenerse en cuenta -a efectos de estimar las implicancias para el gas natural- qué tipo de plantas serán las que se construirán de aquí en más ya que la tecnología de N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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ciclos combinados tiene un alto componente de insumos importados y alto nivel tecnológico, por lo que no puede descartarse una contribución marginal creciente de nuevas represas hidroeléctricas (con mayor componente nacional) a la expansión del parque eléctrico durante los próximos años. Normalmente las centrales hidroeléctricas resultan tres veces más costosas de construir que las de CC pero son más baratas en cuanto al costo de generación. Sin embargo, a partir de la devaluación, por las razones expuestas precedentemente, se alteraron sustancialmente los flujos asociados a proyectos de inversión en uno y otro tipo de planta, aunque en definitiva esto último también dependerá del ajuste que se disponga sobre las tarifas de gas, cuyo actual nivel no podrá mantenerse dado el serio daño que a través de la pesificación se generó sobre la rentabilidad de las empresas gasíferas.

PRECIOS DE COMBUSTIBLES ALTERNATIVOS EN LA GENERACIÓN DE ENERGIA

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Fuente: CAMMESA

PRECIOS RELATIVOS DE COMBUSTIBLES: FUEL OIL Y GASOIL VS. GAS NATURAL

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Fuel Oil/Gas NaturalGas Oil/Gas Natural

Fuente: CAMMESA Además, Argentina tiene condiciones

competitivas para abaratar los costos de generación de electricidad en países como Chile y Brasil (este último con intenciones de seguir apostando mayoritariamente a la hidroelectricidad), por lo que el sector de gas natural podría verse beneficiado del aprovechamiento de las ventajas competitivas del sector eléctrico proveyéndole el insumo necesario (gas natural) para generar energía barata exportable (tecnología de ciclos combinados) a estos países. En este sentido, la ejecución del proyecto de construir una línea de 500 Kw para exportar electricidad a Brasil (sistema NOA-NEA) podría contribuir a valorizar las reservas gasíferas de la cuenca del noroeste argentino. Sin embargo, en el actual contexto, los problemas del sector eléctrico en el mercado interno podrían retrasar los proyectos de ampliación de las ventas de electricidad a otros países de la región.

Por otro lado, Argentina y Paraguay anunciaron inversiones en Yaciretá por u$s 631 millones para completar obras y así aumentar el nivel de embalse de la represa de forma gradual hasta el 2008, de manera tal que cuando concluyan las obras la producción llegará a 19.682 Gw anuales contra los 11.750 Gw que genera desde que la represa entró en operaciones en 1994. Dado entonces que las centrales hidroeléctricas son las que primero entran al sistema de despachos de CAMMESA por su menor costo marginal de generación, la ampliación de Yaciretá claramente puede ser otro factor que juegue en contra de la expansión de la generación térmica durante los próximos años.

De todos modos y al igual que lo observado en el sector de gas natural, las inversiones en la industria eléctrica son de largo plazo y como tales requieren estabilidad económica, política y jurídica y, sobre todo, condiciones contractuales competitivas, por lo que una vez reestablecidas las reglas del juego el hecho que el sistema eléctrico argentino sea sino el más competitivo del mundo permite suponer un horizonte sin mayores obstáculos en la continuidad de su desarrollo.


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Pero los problemas del sector eléctrico, más allá de los generados por la actual coyuntura, tienen una data más antigua y se refieren a algunas cuestiones denunciadas por las empresas del sector que hacen a fallas del Marco Regulatorio de la actividad que propiciaron el descenso vertiginoso de las tarifas eléctricas durante todos estos años, lo cual trae aparejado la falta de incentivos para continuar invirtiendo en nuevos generadores y mantener el equipo ya instalado en óptimas condiciones de funcionamiento para abastecer una demanda creciente.

La integración vertical entre el gas y la energía eléctrica debe considerarse prioritaria en las decisiones privadas y públicas a fin de asegurar un equilibrio estable y un mercado eléctrico predecible para los próximos años que pueda contener las necesidades de la demanda en lo que hace a la calidad del servicio y tarifas razonables que contemplen el escenario de la coyuntura socioeconómica y las señales para el mediano y largo plazo.


153

EFECTOS DE LA DEVALUACION SOBRE LA COMPETITIVIDAD DEL SECTOR

A lo largo de distintos pasajes del presente estudio se puso de manifiesto las ventajas comparativas naturales o potencialidades que posee el sector de gas natural y algunos de sus derivados, tanto en lo que respecta al gas en sí mismo como fuente de energía (ventajas en relación a otros combustibles: poder calórico, menor combustión y mayor eficiencia como combustible sustituto y como insumo en la generación de fuentes de energía secundarias) como a las ventajas que detenta nuestro país en su carácter de productor regional, basadas estas últimas sobre la disponibilidad de los recursos (propios y de terceros países, considerando las respectivas matrices de consumo), productividad de los factores, rigidez del transporte (que fragmenta el mercado mundial en diversos mercados regionales, lo cual otorga una ventaja a quien posee el recurso más allá de la productividad de los pozos), know how de la actividad y economías de escala derivadas de un mercado local maduro y sumamente desarrollado (lo cual permite que el gas natural llegue al usuario final con tarifas accesibles). Todos ellos hacen a a la competitividad estructural o natural del sector, que es independiente de las ventajas adicionales que pudieran surgir de la coyuntura económica o el diseño de políticas que tengan por objetivo explícito el desarrollo del sector (como el otorgamiento de subsidios, exenciones impositivas, financiamiento del crédito a tasas subsidiadas, amortización acelerada de las inversiones, etc). Pero yendo precisamente a este último punto, el sector no resultó inmune a los avatares económicos que al país le ha tocado vivir desde inicios de 2002 (devaluación, default, quiebre de la seguridad jurídica, pesificación de tarifas, retenciones a las exportaciones -glp-), cuyos efectos han sido expuestos y bien desarrollados en otros pasajes del presente estudio, y en ese sentido, más allá de las dificultades que el sector enfrenta a consecuencia de los mismos, también cabe analizar si la fuerte devaluación que sufrió el peso le permitió al sector obtener algún tipo de ventaja o beneficio comercial (nuevas oportunidades o negocios de exportación) con motivo de la ganancia en competitividad que frecuentemente viene asociada a un tipo de cambio real elevado como el actual, análisis cuya importancia se acrecienta si se considera que el presente escenario –a juzgar por la magnitud y relevancia de los acontecimientos acaecidos en materia económica en nuestro país y la experiencia de crisis internacionales- mínimamente se extendería al mediano plazo. Vale aclarar que por tratarse de un sector no importador no hay lugar (ni sentido lógico) para prever un escenario con sustitución de importaciones. Con este objetivo, se intentó estimar el precio en dólares al cual el gas natural podría colocarse en los mercados vecinos teniendo en cuenta la evolución del precio de cuenca y el costo de transporte medido en dólares tras la devaluación, para luego compararlo con el vigente un año atrás y de esa manera observar si hubo o no ganancia en competitividad en el sector. Con este propósito, se trabajó sobre el supuesto de exportar gas natural desde la Cuenca Neuquina hasta territorio brasileño ya que de todos los clientes actuales y potenciales Brasil es el único adonde habría mercado por disputar con proveedores alternativos (en este caso Bolivia), mientras que el mercado chileno es un mercado cautivo (básicamente por razones geográficas) adonde el gas argentino llega en las mejores condiciones de competitividad en relación a cualquier otro país, además del uruguayo, pero éste además del paraguayo son demasiado pequeños y por ende poco relevantes para el crecimiento de nuestras exportaciones. Por otro lado, se eligió la cuenca neuquina dado su mayor grado de desarrollo y capacidad de respuesta para dar inicio a nuevos proyectos, tanto en términos de gas como de transporte (en el sur la expansión es marginal dado sus altos costos de transporte y las grandes distancias a los centros de consumo del mismo modo mientras que el Noa está condicionado a la existencia de una masa crítica de demanda que permita desarrollar nueva infraestructura de transporte desde esa cuenca). El punto de entrada o destino del país vecino para el gas natural argentino es la ciudad de Uruguayana –el único gasoducto por el cual ambos países están conectados-, pero el cálculo se efectuó pensando en una extensión del mismo hacia Porto Alegre (tramo que ya está en construcción y por el cual está previsto enviar gas argentino), donde se consume gas natural boliviano a través de una derivación del gasoducto que conecta Santa


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Cruz de la Sierra con San Pablo. Precisamente el objetivo es determinar si a partir de la devaluación el gas argentino podría sustituir al boliviano en la zona sur de Brasil e incentivar un mayor consumo en los restantes clientes externos.

El gas boliviano recorre hasta llegar a Porto Alegre un trayecto total de 2.583 km, saliendo desde Santa Cruz de la Sierra y desviando su trayectoria antes de llegar a San Pablo, ciudad a la cual también alimenta. Esta distancia es similar al trayecto Cuenca Neuquina-San Jerónimo-Aldea Brasileira-Uruguayana del sistema de gasoductos de

TGN de Argentina más el tramo final hasta Porto Alegre actualmente en construcción, el cual en toda su extensión alcanza los 2.490 km, de los cuales el 76.1% se extiende en territorio local. Las tecnologías aplicadas en la extracción de gas como en su transporte y distribución son muy similares en toda la región, algo lógico si se tiene en cuenta que es muy común encontrar a las mismas multinacionales operando en distintos países (diversificando el riesgo de la actividad), llevando por ende la tecnología consigo. Sin embargo, básicamente dadas las diferentes características geológicas y topográficas del suelo sobre el cual trabajan, no siempre los costos de perforar y trazar un ducto en la tierra son similares en uno y otro país (por lo que las tarifas por km y carga no necesariamente son similares entre países ya que de lo contrario no se repagaría la inversión efectuada), por lo que suponer que a igual cantidad de kilómetros recorridos (entre cuenca y destino) la ecuación se cierra por quien ofrece un menor precio en boca de pozo es un error, más aún cuando otra de las características esenciales del mercado de gas natural es la alta incidencia del costo del transporte en el precio final. Pero lamentablemente tampoco contamos con una serie confiable que permita conocer el precio del gas boliviano en distintos puntos de suelo brasileño con el cual poder comparar el precio del gas argentino en similar destino. Sólo se cuenta con el dato que brinda YPFB del precio unitario de exportación a Brasil del cual sí se infiere que incluye al menos parte del costo de transporte. Según esta fuente, el promedio de 2001 fue de u$s/MMbtu 1.80 y un precio de cuenca de u$s/MMbtu 1.00, este último comparado con un costo de u$s/MMbtu 1.51 de la Cnq para similar período. Sin embargo, aún es posible hacer una comparación sobre la base de algunas premisas básicas: 1) el tramo Uruguayana-Porto Alegre no podría haberse comenzado a construir sin que los responsables del proyecto hubieran realizado previamente un estudio de factibilidad y eficiencia económica que determinara la conveniencia de importar gas desde territorio argentino para dejar de consumir gas de la cuenca boliviana en esa ciudad y sus alrededores; 2) el gas boliviano perdió competitividad tras la devaluación del Real (los contratos de exportación se pactan en dólares), de allí el retraso de la puesta en marcha del programa de construcción de centrales térmicas en Brasil y la capacidad ociosa del ducto SCS-SP. Por lo tanto, si un año atrás el envío de gas argentino al sur de Brasil era económicamente viable, más lo debería ser ahora si hubiera mediado una reducción del costo de colocación del mismo en dólares en Porto Alegre tras la devaluación.

A Porto Alegre desde Arg.: KmCNQ-San Jerónimo-Aldea Brasileira 1.445 58,0%Aldea B.- Uruguayana 450 18,1%Uruguayana-Porto Alegre 595 23,9%Total 2.490 100,0%

A Porto Alegre desde Bolivia:Trecho Norte 1.418Trecho Sur 1.165Total 2.583

En este sentido y de acuerdo a estimaciones propias, el precio de colocar gas de la Cuenca Nequina de Argentina en Uruguayana al 30/06/01 habría sido de u$s/MMbtu 2.167, tomando como referencia el valor de exportación del millón de Btu correspondiente al invierno 2001y la tarifa de transporte interrumpible vigente hasta Aldea Brasileira (425 km antes de la frontera argentino-brasileña), ambos datos suministrados por Enargas, y aplicando el supuesto que la tarifa aplicada al ducto Aldea B.-Uruguayana es la misma por km y por carga respecto el tramo previo. Valor que al 30/06/02 habría descendido a u$s/MMbtu 1.884 como consecuencia de la disminución del precio internacional (motivo por el cual también descendió en dólares el precio del gas boliviano) y bajo el supuesto que las tarifas de transporte se habrían mantenido inalterables en dólares en relación a un año atrás, tomando en cuenta un decreto del PEN por el cual los contratos de exportación de gas natural (incluyendo precio en boca de pozo y costo de transporte) no eran alcanzadas por la


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pesificación de tarifas. Sobre esta base y la indexación que sufrieron los costos operativos unitarios de las empresas que componen el sector (productores y transportistas, fundamentalmente; para un detalle de los mismos ver sección Evolución 2002), se hicieron tres hipótesis de cuánto podría diminuir el valor de colocación del gas natural en relación al vigente al 30/06/02 en función de distintos supuestos: 1) Hipótesis A: las tarifas de producción y transporte con destino de exportación se reducen en

dólares de manera tal que la estructura promedio (ponderaciones) del estado de resultados (ingresos, costos y ganancias) medido en pesos de cada segmento de empresas se mantiene al 30/06/02 inalterable en relación a la vigente al 30/06/01. Se asume que el costo medio de producir y transportar gas natural para consumo interno y exportación es el mismo, por lo que al costo de exportación se le aplica la indexación que sufrió la totalidad de los costos operativos que surge del análisis de los balances (y dado que los ingresos están expresados en dólares, la relación ganancias/costos expresada en pesos subió abruptamente, de allí la posibilidad que tienen las empresas de reducir el precio de venta en dólares de sus productos). De esta manera, el precio de exportación de cuenca podría pasar de u$s/MMbtu 1.283 a u$s/MMbtu 1.018 (-20.6%) y el transporte de u$s/MMbtu 0.601 a u$s/MMbtu 0.308 (-51.8%), con lo cual el valor final sería de u$s/MMbtu 1.326 (-29.6%). Sin embargo, esta opción reduce el ROA operativo y financiero de las empresas vigente a jun-2002.

30/06/01 30/06/02 Opción A

ROA operativo Productores 14,7 15,2 14,2Transportistas 13,1 7,6 6,7

ROA total Productores 10,3 -7,0 -8,1Transportistas 5,5 -12,9 -13,7

Fuente: propia en base a datos de balances de empresas del sector

2) Hipótesis B: las tarifas de producción y transporte se ajustan de manera tal que el ROA

operativo no sufre modificaciones en relación al observado al 30/06/02. De este modo, el precio de exportación de los productores se reduce u$s/MMbtu 0.1231 (-9.6%) a u$s/MMbtu 1.159 con lo cual el ROA total es del –6.5%. Por su parte y con el mismo criterio, los transportistas no sólo no pueden aplicar reducciones a sus tarifas de exportación (medidas en dólares) sino que inclusive deben elevar las de tráfico interno (hoy pesificadas) un 42.8% (en pesos), y así alcanzar un ROA total del –7.3%. De este modo, el precio del MMbtu sería de u$s 1.761 (-6.5%).

3) Hipótesis C: las tarifas se ajustan de manera tal de recomponer el ROA total de 2001, para lo cual las tarifas de exportación de ambos segmentos se deben mantener en los niveles de junio 2002 mientras que las tarifas internas en pesos deben subir 51.3% (boca de pozo) y 140.8% (transporte). Esta alternativa no las consideramos viable puesto que los gastos de capital pasarían a financiarse plenamente con ingreso corriente.

Por último, a estos valores hay que sumarle el hipotético costo de transporte entre Uruguayana y Porto Alegre (hoy en construcción), el cual se ubicaría, a razón de u$s/MMBtu 0.000317 por km (similar al costo del transportar gas natural desde la Cnq hasta Uruguayana, medido en dólares antes de la devaluación), en u$s/MMBtu 0.189, con lo cual el precio del gas natural argentino en Porto Alegre podría estar entre u$s 1.51 y u$s 1.94 el millón de Btu según las distintas opciones barajadas (entre un 15.6 y 34.5% menos en relación al hipotético precio en dólares que habría

N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de

Economía de la Nación.

Productores Transportistas DistribuidoresVar. % en $ 153,6% 106,0% 39,1%Var. % en u$s -35,0% -47,2% -64,3%

Evolución Costos medios operativos I sem '01 vs I sem '02 según balances

del Estudio:

156

estado vigente para dicho destino –de existir la ampliación del gasoducto TGM- para el promedio del año 2001, alrededor de u$s/MMBtu 2.30).

Transporte Distrib. Transporte Distrib.Costos operativos 73,4% 68,5% -53,1% -54,5%Inversiones operativas 213,6% 147,3% -15,2% -33,2%Costos e Inv. Op. 121,9% 81,7% -40,0% -50,9%

En $ En u$sVar. % de costos entre dic-01 y sep-02 según presentación ante CRC

Precio del gas en frontera Arg-Brasil, en u$s/Mmbtu:Trayecto CNQ-San Jerónimo-Aldea Brasileira-Uruguayana (sistema TGN)

Esquema tarifario tentativo Esquema tarifario tentativo

TI TF TI TF TI TF TI TF TI TF TI TFPrecio de export. Cnq 1,566 1,566 1,283 1,283 1,018 1,018 1,159 1,159 -20,6% -20,6% -9,6% -9,6%Cnq-Aldea Brasileira 0,458 13,756 0,458 13,756 0,235 7,054 0,458 13,756 -48,7% -48,7% 0,0% 0,0%Subtotal 2,024 15,322 1,741 15,038 1,253 8,072 1,618 14,915 -28,0% -46,3% -7,1% -0,8%Aldea B.-Uruguayana 0,143 4,284 0,143 4,284 0,073 2,197 0,143 4,284 -48,7% -48,7% 0,0% 0,0%Total 2,167 19,605 1,884 19,322 1,326 10,269 1,761 19,199 -29,6% -46,9% -6,5% -0,6%TI: transporte interrumpible; TF: transporte en firme.(*) En relación al vigente al 30/06/02 se reduce en u$s 0,2645 ($ 0,9424) el precio de exportación de cuenca y 51,5% la tarifa de transporte, manteniendo constante la estructura de resultadosoperativos pero a expensas de una disminución del ROA (operativo y total)(**) Se mantiene constante el ROA operativo, pero ahora el precio de expo de cuenca se reduce solo u$s 0,1231 y se mantiene sin cambios la tarifa de transporte, pero aumentando las de tráfico internoun 42,8%.Fuente: estimaciones propias en base a datos del Enargas y balances de empresas del sector.

Dif. % entre precio actualy precio Opción BOpción A* y precio Opción AOpción B**

Dif. % entre precio actualEsquema tarifario al 30/06/01 30/06/02

Precio de Precio en

Período Origen cuenca Porto Alegreu$s/MMbtu u$s/MMbtu

Alt. A* Alt. B*

Año 2001 Bolivia** 1,00 1,80 - -Arg. (Cnq) 1,51 2,30 - -

Jun-02 Bolivia** 0,82 1,62 - -Arg. (Cnq) 1,24 2,06 1,51 1,94

Var. % jun 02-2001 Arg. (Cnq) -34,5% -15,6%(*) Con tarifa interrumpible(**) El precio del gas boliviano en Porto Alegre es estimativo.Nota: el precio del gas argentino en Porto Alegre surge de adicionarle al valor de colocación en Uruguayana el costo del tramo finalUruguayana-P. Alegre al cual se le aplica la misma tarifa por km y carga de transporte vigente para el tramo Cnq-Uruguayana,expresada en dólares al 30/06/01.A efectos de calcular el precio del gas en la cuenca boliviana en 2002, se le aplicó la misma variación porcentual que sufrió el gas arg.en similar período, considerando la cuasi commoditización del gas.Fuente: propia en base a datos de la Secretaría de Energía, Enargas y YPFB.

Tarifa tentativa (u$s/MMbtu)

Precio en Brasil gas arg.pos devaluación

Por lo tanto y en función de lo hasta aquí expuesto, encontramos razones para creer que la devaluación del peso incrementó la (ya de por sí elevada) competitividad del sector de gas natural en Argentina, permitiendo la llegada del gas natural a Porto Alegre a precios competitivos. De todos modos, también existen argumentos como para creer que la misma no es determinante para lograr un mayor desarrollo del sector, considerando que:


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1. Los efectos de la devaluación son transitorios (a la larga los costos internos en dólares se

recomponen al momento pre devaluación),... 2. ...potenciado por el echo de tratarse de una actividad capital intensiva (el costo del capital ha

subido y su monto drásticamente reducido para la economía en general y el sector en particular, por lo que lejos de acarrear un beneficio el impacto de la devaluación es a veces el opuesto por la incertidumbre que genera),...

3. ...la elevada incidencia del dólar en la estructura de costos operativos e inversión en infraestructura (independientemente del país que estemos analizando, el proyecto y las reglas de juego) y...

4. ...los largos tiempos de maduración de la inversión, que determinan que los negocios se desarrollen pensando en el largo plazo más allá de cualquier cuestión coyuntural, no reparando por ende en el beneficio transitorio que otorga la devaluación.

5. Por ello importan más las cuestiones que afectan la inversión en el largo plazo, que no son precisamente coyunturales y donde por el contrario prima más cuestiones relaciones con la estabilidad política, económica y jurídica que hacen a la previsibilidad del horizonte de negocios.

6. Además, actualmente la región está sobreofertada (los gasoductos de exportación de Argentina y Bolivia operan con amplios excedentes), donde a la falta de demanda confluye simultáneamente el descubrimiento de importantes yacimientos en la región, principalmente Bolivia (Camisea en Perú).

7. Precisamente Bolivia tiene recursos y productividad en exceso para continuar abasteciendo el sudeste de Brasil (principalmente San Pablo) por muchos años y en condiciones económicamente ventajosas, hasta donde el gas argentino que abastece Porto Alegre debería recorrer adicionales 1.000 km para llegar, lo cual significa aproximadamente u$s 0.30 adicionales de costo de transporte por millón de Btu, quedando descolocado frente al gas natural boliviano.

Por otro lado, no

existen argumentos para sostener que históricamente un tipo de cambio real elevado haya alentado las exportaciones en el sector (pero tampoco se puede negar su influencia). Dado que el inicio de las exportaciones de gas natural son muy recientes (1997) y el crecimiento explosivo que han registrado desde entonces está relacionado más con factores estructurales que coyunturales, se procedió a trabajar con la serie de ventas externas de petróleo crudo, para cuyos

productores las variables que determinan las decisiones de inversión son similares para quienes operan en gas natural. De acuerdo al gráfico adjunto, se observa que –luego de un período inicial donde su crecimiento estuvo estrechamente vinculado al aprovechamiento de las ventajas de la

EXPORTACIONES DE PETROLEO VS TCREAL Y WTI

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ExportacionesTCreal multilateralWTI

Fuente: Secretaría de Energía, EIA (EE.UU.) y CEI


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apertura y desregulación del mercado local de hidrocarburos- tanto el precio del barril como la dinámica del tipo de cambio real multilateral han sido claves al momento de explicar la evolución de las exportaciones de combustible, sin poder determinar la mayor o menor preponderancia de alguno de ellos (debe tenerse presente que las oscilaciones del precio del barril por lo general operan con cierto lag sobre las variables reales –producción y exportación-, que es el tiempo que demora reactivar o desactivar los pozos marginales menos productivos, que son los primeros en entrar o salir del mercado ante variaciones del ingreso marginal). De todos modos, no son las únicas variables explicativas a tener en cuenta, debiéndose incluir la evolución del ingreso de nuestros clientes (principalmente Chile y Brasil) y otros factores que afectan el precio de exportación, como aranceles (y medidas para-arancelarias) e impuestos y cupos a la exportación. En 2002, puede claramente apreciarse cómo a pesar de la excepcional suba del tipo de cambio real las exportaciones de petróleo se habrían mantenido estancadas, a la espera de otro tipo de incentivos. Similares conclusiones podrían plantearse para el sector de gas natural, donde un elevado tipo de cambio real no necesariamente termina reflejándose en el corto plazo en mayores exportaciones. Pero además existe una razón básica y fundamental por la cual el aprovechamiento de esta ganancia de competitividad (derivada de la devaluación) en aras de exportar más luce impracticable: un contexto donde conviven la pesificación de tarifas (transporte y distribución), la (elevada) inflación de costos (en todos los segmentos) y la pequeña escala del negocio de exportación (poco más del 13% de la producción y 11% del transporte). Con este panorama, el ingreso de moneda fuerte hoy es fundamental para los deteriorados balances de las empresas (pero sólo disponible para quienes tienen la posibilidad de exportar), inclusive para las productoras, quienes en la gravedad del sector son las que en este sentido menos se vieron perjudicadas, ya que además de ser quienes más se benefician con la exportación también han podido renegociar contratos con algunos de los grandes usuarios internos que se vieron beneficiados con la devaluación. No sólo la mayor parte de sus ingresos son en pesos sino además están recibiendo un precio en boca de pozo de u$s 18.7 Mm3 vs. u$s 84.3 por Mm3 que se paga en EE.UU., es decir, sólo la vigésima parte (el costo de oportunidad es altísimo). De allí entonces que por las razones precedentemente expuestas no pueda pensarse en un escenario de corto plazo donde las empresas ajusten sus tarifas en dólares acorde a la ganancia de competitividad obtenida tras la devaluación, excepto una pronta y adecuada recomposición de sus tarifas en pesos. Por último, donde además del sector del gas natural también se han logrado ganancias de competitividad por efectos de la devaluación es en la producción de sus principales derivados (que al igual que aquél ya era competitivo antes de la caída del valor del peso), gas licuado (propano, butano), gnc y la industria ligada a la fabricación de equipos de conversión y equipamiento de estaciones de servicio de este último. En relación al GLP y como se observó en el apartado correspondiente, un año después de la devaluación el precio de la tonelada (sin impuestos) se redujo en dólares un 28% y un 44% el precio al público (aunque en pesos el valor se duplicó), diferencia que se explica en gran parte por la licuación del impuesto a los combustibles (ITC) pero también por la caída del 31% de los costos operativos y márgenes comerciales. De esta forma, se acrecienta la competitividad de un sector que a precios del productor (sin impuestos) ya era muy competitivo a nivel internacional, aunque a precio consumidor se tornó más elevado en comparación con otros países a partir de la aplicación del ITC en agosto-2001. Mientras que en el caso del GNC el precio de los equipos de conversión de motores nafteros registra una caída en dólares de más del 50% (desde u$s 1.200 en 2001 a actuales u$s 590), una industria que desde hace años exporta este tipo de equipamiento a varias partes del mundo (Europa, Asia y América Latina) haciendo uso de su ventaja competitiva y expertise en el negocio. IMPACTO DE LAS POTENCIALIDADES Y DE LA COYUNTURA

LOS SUPUESTOS N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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Teniendo en cuenta las potencialidades y los obstáculos señalados en los capítulos anteriores se utilizaron los siguientes supuestos para proyectar la evolución de la industria gasífera y su impacto sobre el empleo y las cuentas externas para el período 2003-2010: Exportaciones:

En la estimación de las ventas de gas natural a Chile se utilizaron las proyecciones de crecimiento del consumo e importaciones realizadas por la Comisión Nacional de Energía de dicho país (ver sección de Chile en el capítulo de "Inserción internacional"), que implican un crecimiento promedio de 13,3% anual de los envíos al mercado chileno en el período 2003-2010.

En el caso de Brasil, se consideraron las estimaciones de crecimiento del consumo de gas natural proyectadas por la ANP (Agencia Nacional de Petróleo) y el abastecimiento de la región Sur de Brasil por parte de la Argentina (ver sección de Brasil en el capítulo de "Inserción internacional"), que resultan en una tasa de expansión promedio de las exportaciones al mercado brasileño de 31% anual en el lapso 2003-2010. No se asume un efecto de desvío de comercio entre Bolivia y Argentina como proveedores de Brasil tras el cambio de precios relativos ocurrido en 2002.

Finalmente, para Uruguay se consideró un ajuste gradual de los valores actualmente exportados hacia los volúmenes máximos que figuran en los dos contratos de exportación vigentes (ver sección de Uruguay en el capítulo de "Inserción internacional"), lo que deriva en una tasa de crecimiento anual de los envíos a Uruguay de 43% entre 2003 y 2010.

Mercado Interno:

Para estimar la evolución del mercado interno se utilizaron para el período 2006-2010 las tasas de crecimiento estimadas por la Secretaría de Energía en su informe de prospectiva realizado en 2001 para cada componente de la demanda de gas natural. En este sentido, se consideraron las tasas de crecimiento para los siguientes usuarios de gas natural: el sector residencial (que incluye el 40% del gas entregado a los subdistribuidores), el sector comercial (que incluye además a los entes oficiales y el 60% del gas entregado a los subdistribuidores), la industria y las usinas termoeléctricas. Para estas estimaciones, la Secretaría de Energía consideraba una tasa de expansión del PBI real del 4% anual y un escenario de hidrolicidad media, sin embargo en el presente trabajo se corrigieron las tasas hacia valores más bajos para reflejar una expansión más lenta de la economía, del orden del 3% anual, en dicho período.

Por otra parte, para el período 2003-2005 se utilizaron las tasas de crecimiento de los distintos componentes de la demanda señalados correspondientes a 2002 (se usaron específicamente las correspondientes a los ocho primeros meses del año), las cuales se fueron ajustando gradualmente en forma lineal durante el período señalado hasta alcanzar las tasas calculadas para el lapso 2006-2010. Este dinámica de ajuste supone una lenta normalización de la economía argentina y una gradual recomposición de la situación de las empresas del sector.

En el caso del GNC se consideró el cumplimiento de los objetivos planteados por el plan de desarrollo del GNC diseñado por el Ministerio de la Producción y que se encuentra en estudio en el Congreso. El mismo plantea un crecimiento de la demanda de GNC de los actuales 1.850 millones de m3 hasta los 5.500 millones de m3 en un período de 10 años, lo que significaría una tasa de crecimiento anual del consumo de GNC de 12,2%. En consecuencia, el consumo destinado al mercado interno supone un ritmo de expansión del 2,8% anual en el período 2003-2010.


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Tasas de crecimiento anual de los componentes del mercado interno

Sector Residencial Comercial Industria Usinas Transporte Total

1993/2001 2,2% 1,9% 2,8% 5,2% 11,8% 3,5%2002 0,7% -1,8% 1,4% -3,8% 5,7% -0,1%2003 1,1% -0,8% 1,7% -2,2% 12,2% 1,0%2004 1,4% 0,2% 2,0% -0,7% 12,2% 1,8%2005 1,8% 1,2% 2,3% 0,9% 12,2% 2,6%

2006/2010 2,2% 2,2% 2,6% 2,5% 12,2% 3,5%

Proyección de los componentes del mercado internoEn millones de m3

Sector Residencial (1)

Comercial (2) Industria Usinas Transporte

(3) Total

2001 6.851 1.561 9.689 8.898 1.850 28.8492002 6.899 1.532 9.830 8.562 1.956 28.7782003 6.973 1.519 10.001 8.372 2.194 29.0582004 7.073 1.522 10.205 8.318 2.461 29.5772005 7.200 1.539 10.443 8.393 2.760 30.3362006 7.357 1.573 10.717 8.601 3.096 31.3442007 7.517 1.607 10.998 8.814 3.473 32.4102008 7.681 1.642 11.287 9.032 3.896 33.5382009 7.848 1.678 11.583 9.256 4.371 34.7352010 8.018 1.714 11.887 9.485 4.903 36.008

(1) Incluye consumo residencial y 40% de subdistribuidoras (SDB).(2) Incluye consumo comercial, entes oficiales y 60% de subdistribuidoras.(3) Consumo de GNC.

Fuente: en base a datos de la Secretaría de Energía. Producción:

La producción de gas natural se proyectó partiendo de la suma del consumo del mercado interno y de las exportaciones, a lo que se agregó la estimación sobre otros destinos de la producción como el consumo de gas en yacimiento, el gas aventado, el gas retenido en plantas y las pérdidas por transporte que se agruparon bajo el concepto de "otros". Para proyectar esta categoría se supuso que su relación con el consumo del mercado interno se mantendrá constante en 35% (valor registrado en 2001) durante el período 2003-2010.

Reservas:

En lo que se refiere a la evolución esperada de las reservas, se utilizó la misma metodología del informe de Prospectiva realizado por la Secretaría de Energía en 2001, aunque con algunas variantes. El trabajo suponía en base a los descubrimientos exploratorios efectuados en los últimos años, que sólo tres de las cinco cuencas productivas exhibían potencialidad en cuanto a incorporaciones futuras de reservas de gas: Noroeste, Neuquina y Austral, y estimaba un volumen total de reservas como la suma de las reservas comprobadas actuales más el 50% de las reservas probables actuales más una estimación de reservas a incorporar en el período 1999-2010. De esta forma, se partió en el año 2001 con el monto de reservas comprobadas informado por la Secretaría de Energía, que alcanzaba los 763,5 mil millones de m3. Para los años siguientes se consideró una utilización gradual del 50% de las reservas probables, que en 2001eran de 305,2 mil millones de m3 N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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y se ajustó la estimación de reservas a incorporar que había realizado la Secretaría, suponiendo un monto de 375 mil millones a incorporar entre 2002-2010. De esta forma, el incremento anual de reservas se estimó en 58,6 mil millones de m3.

LOS RESULTADOS

La combinación de los supuestos mencionados anteriormente, dieron como resultado las siguientes proyecciones:

Proyecciones de demanda, producción y reservas de gas natural 2002 - 2010:En millones de m3.

ProbadasA

incorporar2001 28.849 740 5.281 37 11.004 45.910 763.526 16,62002 28.778 550 4.962 21 10.072 44.383 773.642 58.624 17,42003 29.058 720 6.789 68 10.170 46.806 785.461 58.624 16,82004 29.577 942 7.371 112 10.352 48.354 795.731 58.624 16,52005 30.336 1.232 9.177 156 10.618 51.520 802.835 58.624 15,62006 31.344 1.613 10.019 200 10.971 54.147 807.313 58.624 14,92007 32.410 2.111 10.912 245 11.343 57.021 808.916 58.624 14,22008 33.538 2.762 11.369 290 11.738 59.697 807.843 58.624 13,52009 34.735 3.614 12.760 246 12.157 63.513 802.955 58.624 12,62010 36.008 4.730 13.510 362 12.603 67.212 794.368 58.624 11,8

2003-2010 257.007 17.723 81.906 1.680 89.952 448.269

(1) Incluye consumo en yacimiento, gas aventado, gas retenido en plantas y pérdidas por transporte.Fuente: en base a datos de la Secretaría de Energía, el ANP (Brasil) y la Comisión Nacional de Energía de Chile.

Reservas/ Producción

Otros (1)ReservasMercado

internoBrasil Chile Uruguay Producción

De esta forma, la producción de gas natural pasaría de un nivel actual cercano a los 45.000 millones de m3 anuales a 67.000 millones de m3 en 2010, con una tasa de crecimiento promedio de la producción de 5,3% anual, por debajo del 7% anual registrado entre 1993-2001.

Por su parte, las reservas crecerían en el período analizado, a un menor ritmo que en el lapso 1993-2001, en el cual evidenciaron un incremento promedio de 5% anual. En consecuencia, dada la trayectoria estimada de producción, la relación producción/reservas pasaría de 17,4 años en 2002 a 12 años en 2010.

La expansión de la producción estaría principalmente impulsada por el dinamismo de las exportaciones que crecerían un 16% anual en el período 2003-2010. El mercado interno tendría un ritmo de expansión menor, 2,8% anual como ya dijimos, donde el componente más dinámico de la demanda estaría dado por el gas natural vehicular. Mientras que el resto de los componentes crecerían a tasas similares al promedio. Volviendo a las exportaciones, considerando los precios implícitos observados en los primeros 8 meses de 2002 (u$s 61 por mil m3 para Brasil, u$s 45,1 por mil m3 para Chile y u$s 46,7 por mil m3 para Uruguay), la expansión estimada de los volúmenes de ventas al exterior originaría un aumento de las exportaciones de gas natural de u$s 309 millones en 2001 hasta u$s 915 millones en 2010, que se traduciría en una mejora equivalente en la balanza comercial del sector por la inexistencia de las compras de gas al exterior.


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Proyección de las exportaciones de gas natural 2002-2010

En millones de m3 En millones de U$S (1)

2001 740 5.281 37 6.057 44,4 263,1 1,9 309,42002 550 4.962 21 5.533 33,6 223,8 1,0 258,42003 720 6.789 68 7.577 43,9 306,2 3,2 353,32004 942 7.371 112 8.425 57,5 332,5 5,2 395,22005 1.232 9.177 156 10.566 75,2 413,9 7,3 496,42006 1.613 10.019 200 11.832 98,4 451,9 9,4 559,72007 2.111 10.912 245 13.267 128,8 492,2 11,5 632,42008 2.762 11.369 290 14.421 168,5 512,8 13,6 694,92009 3.614 12.760 246 16.620 220,6 575,5 11,5 807,62010 4.730 13.510 362 18.601 288,6 609,4 16,9 914,9

2003-2010 17.723 81.906 1.680 101.309 1.082 3.694 79 4.854

(1) Para las estimaciones se utilizaron los precios implícitos de las ventas al exterior de los primeros ocho meses de 2002, U$S 61 por mil m3 para Brasil, U$S 45,1 por mil m3 para Chile y U$S 46,7 por mil m3 para Uruguay.Fuente: en base a datos de la Secretaría de Energía.

Chile Uruguay TotalBrasil Chile Uruguay BrasilTotal

En lo que respecta a la generación de empleo, considerando como punto de partida para los cálculos los datos de puestos de trabajo del sector en 2001, con 23.000 empleos en la actividad productiva (incluye explotaciones petroleras y gasíferas), 1.200 en el sector de transporte y 4.300 en las distribuidoras, se utilizaron las relaciones de producto medio de dicho año (producción de gas natural sobre empleo) para estimar la evolución esperada de los puestos de trabajo directos, los que se incrementarían en 14.200 durante el período 2003-2010.

A su vez, si se utilizan los multiplicadores de empleo calculados para cada sector en la matriz insumo producto de 1997 confeccionada por el Ministerio de Economía, pueden incorporarse a las estimaciones el número de empleos que la expansión proyectada del sector generaría para la economía en su conjunto (empleo directo más indirecto). Recordemos que estos multiplicadores reflejan el incremento del empleo total de la economía ante un aumento de una unidad adicional de trabajo en el respectivo sector. En este sentido, el mayor grado de desagregación de la matriz insumo producto considera tres rubros relacionados con el sector gasífero, en dos de los cuales se incluyen otras actividades además de las relacionadas con el gas natural. Así, el sector productor comprende la extracción de petróleo crudo, gas natural, carbón y minerales de uranio, en tanto el de transporte incluye el traslado por tuberías de gases, líquidos y otros productos. Teniendo presente las limitaciones de las definiciones utilizadas, las que se refieren a sectores más abarcativos que los analizados en el presente trabajo, los multiplicadores de empleo de los tres subsectores que se desprenden de la matriz son 4,24 para la producción, 3,73 para el transporte y 5,19 para la distribución, con lo cual el efecto total para al economía sería de 62.000 nuevos puestos de trabajo en el lapso 2003-2010. En este punto, cabe destacar la posibilidad de que el multiplicador del sector de distribución esté incluyendo el efecto sobre la demanda de empleo en el sector primario, con lo cual la estimación anterior podría estar sobrestimando el aumento de los puestos de trabajo. En este sentido, si se consideran en la estimación sólo los empleos directos del sector de distribución (utilizando los multiplicadores sólo en la producción y el transporte), la demanda de empleo de la economía en su conjunto se incrementaría en 53.000 puestos hasta 2010 (valor que estaría obviando el impacto de la distribución de gas sobre otros sectores distintos de la producción), con lo cual el efecto más preciso sobre el empleo total de la economía estaría en el rango de los dos valores señalados.


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Impacto de la expansión de la industria de gas natural en el empleo 2002-2010

En millones de m3 Puestos de trabajo impacto directo

2001 45.910 31.328 20.925 23.000 1.200 4.300 28.5002002 44.383 31.504 20.315 22.235 1.207 4.175 27.6162003 46.806 33.224 21.424 23.449 1.273 4.402 29.1242004 48.354 34.324 22.133 24.225 1.315 4.548 30.0882005 51.520 36.570 23.582 25.810 1.401 4.846 32.0572006 54.147 38.435 24.784 27.126 1.472 5.093 33.6922007 57.021 40.475 26.099 28.566 1.550 5.363 35.4802008 59.697 42.375 27.325 29.907 1.623 5.615 37.1452009 63.513 45.083 29.071 31.819 1.727 5.974 39.5192010 67.212 47.709 30.764 33.672 1.827 6.322 41.821

2003-2010 448.269 318.196 205.182 11.437 621 2.147 14.205


Producción Transporte Distribución Producción Transporte Distribución Total

DESARROLLO DE PROVEEDORES En lo que respecta al desarrollo de proveedores, el fuerte cambio de precios relativos

ocurrido en 2002 encareció de manera significativa los insumos atados al dólar. Como vimos anteriormente en el trabajo, esto fue particularmente importante en el sector del gas dado que sus ingresos se mantuvieron pesificados y congelados.

La salida de la Convertibilidad generó además visibles efectos sobre la disponibilidad de ciertos insumos con situaciones de desabastecimiento en determinados rubros como combustibles, papel químico, repuestos e insumos de computación.

Esta circunstancia estimula, entonces, la búsqueda por parte de las empresas del sector de proveedores nacionales con precios más favorables que sustituyan a los insumos más vinculados con las monedas extranjeras. Sin embargo, en algunos insumos con alto componente tecnológico las posibilidades de sustitución son más acotadas a pesar de los mencionados cambios de precios relativos.

Además, habría que agregar al punto anterior, las dificultades de los agentes económicos para estimar, en el actual contexto económico, cuál será el tipo de cambio real de mediano y largo plazo de manera tal de poder determinar la conveniencia de producir bienes sustitutos de importación. Este aspecto junto con el alto grado de incertidumbre económica y la falta de financiamiento, dificultan el desarrollo de un proceso de sustitución de importaciones de insumos del sector.

RECONVERSION DE EMPRESAS

La posibilidad de observar algún proceso de reconversión de empresas dentro del sector está atada principalmente al tema de la renegociación del marco regulatorio. Si el resultado de la renegociación de los contratos de las actividades reguladas no deriva en una recomposición razonable de la rentabilidad de las empresas con una perspectiva de negocio sustentable, podrían observarse cambios en la estructura del sector.

Esto podría derivar en cierre de empresas, cambio de accionistas (¿vuelta a manos del estado?) o fusiones de empresas para reducir costos. Dentro de la variante de cambio de la propiedad de las empresas, un aspecto interesante de la ruptura de los contratos y del importante cambio de precios relativos que originó la salida de la Convertibilidad es la posibilidad de observar


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en la economía argentina un proceso de nacionalización de empresas, inverso a lo ocurrido durante los noventa donde el capital de las empresas se abrió al mundo.

Sin embargo, cabe resaltar que este proceso podría estar acotado por el magnitud de las empresas (en cuanto al valor que habría que pagar por ellas) y la falta de capitales privados nacionales para afrontar una operación de gran escala, con lo cual las fusiones o incluso la vuelta temporaria a manos del estado podrían resultar las alternativas con más mayores chances de ocurrencia.

De todas formas, el camino final que tome cada empresa dependerá, además, de la estrategia de negocios de los accionistas y de las posibilidades del desarrollo de negocios fuera de las actividades reguladas. En este sentido, como se mencionó a lo largo del trabajo, las distribuidoras son el eslabón más débil de la cadena, seguidas por las transportistas que pueden avanzar con el negocio de la exportación y el mercado del GLP y en último lugar las productoras que tienen participación en el negocio exportador y en la explotación de petróleo.


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OBSTACULOS Y POLITICAS DE ACCION

A lo largo del trabajo se han señalado algunos de los obstáculos que dificultan el desarrollo de las potencialidades del sector gasífero argentino. La mayor parte de estas trabas tienen su origen en la crisis institucional y económica y el cambio de las reglas de juego del sector gasífero durante 2002, otras devienen de características propias del sector.

La combinación de depreciación del peso, pesificación de las tarifas y endeudamiento en dólares generaron un importante deterioro de la rentabilidad de las empresas, lo que amenaza la sustentabilidad del sector en el mediano y largo plazo, y por ende el desarrollo de las potencialidades señaladas en el capítulo anterior y el aprovechamiento del recurso natural. Si bien el negocio exportador escapa a la pesificación de las tarifas y se beneficia en principio con una depreciación del dólar, la gran dependencia de las empresas productoras y de transporte (que participan del negocio exportador) al mercado interno, el cual absorbe el 87% de la producción de gas, puede dificultar el desarrollo de las ventas al exterior por los problemas que enfrentan las empresas.

Como vimos anteriormente en el trabajo no todos los subsectores del gas fueron afectados de igual manera por la nueva realidad. Considerando la evolución del resultado operativo (ingresos por ventas menos los costos operativos que incluyen los costos por ventas, los gastos administrativos y de comercialización y en el caso de las productoras los gastos de exploración) entre el primer semestre de 2001 y el primero de 2002, las empresas más afectadas por la coyuntura fueron las distribuidoras y luego las transportistas, con caídas promedio de 80% y 25% respectivamente en ese lapso, aunque los márgenes operativos siguieron siendo positivos. El desfasaje de las tarifas del gas natural pesificadas y congeladas frente al incremento de los costos operativos y de inversión explicaron la reducción del resultado operativo de las empresas de los sectores regulados.

Por su parte, el resultado operativo de las productoras se incrementó un 13% en el mismo período. En este caso, si bien una porción importante de las ventas de gas se mantuvo con precios estables por la pesificación de los contratos de suministro con distribuidoras o grandes usuarios, el impacto de la suba de costos en las productoras se atenuó por una mayor proporción de ingresos atados al dólar explicados por el negocio petrolero y por los contratos de venta de gas natural que pudieron mantenerse dolarizados (exportación y empresas locales con ingresos en dólares).

Sin embargo, ninguno de los sectores pudo escapar al impacto de la devaluación sobre una estructura patrimonial con pasivos básicamente en dólares, con el consiguiente deterioro del resultado financiero. De esta forma, el fuerte incremento de los costos financieros anuló la ganancia operativa y generó un aumento significativo de las pérdidas netas de las empresas del sector (resultado neto: es el margen operativo más el resultado financiero menos el impuesto a las ganancias y otros egresos no incluidos en los componentes anteriores). En consecuencia, la rentabilidad sobre activos de los tres subsectores se vio fuertemente afectada durante 2002. En el caso de las productoras el resultado neto sobre activos (ROA) pasó de 10,3% en junio 2001 a -7% en junio 2002, en las transportistas el ratio bajó de 5,5% a -13% y en las distribuidoras cayó de 4,4% a -35,2%.

Este panorama dificulta la realización de inversiones destinadas a atender las necesidades de expansión de la producción y de la red de transporte. En este sentido, la caída de 67,1% anual de los pozos gasíferos terminados en los primeros ocho meses de 2002 refleja de alguna manera las trabas que el actual contexto económico pone a la expansión de la producción del sector.


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PESIFICACIÓN DE TARIFAS Y CONTRATOS VS COSTOS OPERATIVOS

La suba del dólar y el consiguiente incremento de la inflación interna afectaron los precios de insumos importados y nacionales que utilizan las empresas del sector para desarrollar sus actividades. Esto derivó en un aumento de los costos medios operativos de las empresas, que incluyen los gastos de operación, mantenimiento, administración y comercialización; el gasto en inversiones operativas, que contempla aquellas inversiones vinculadas a niveles de prestación necesarios para mantener la seguridad y confiabilidad del servicio, y también los costos de exploración y explotación de los yacimientos.

El aumento del costo medio operativo afectó en mayor medida a los productores (+152% entre junio 2001 y junio 2002), luego a los transportistas (+106%) y finalmente a las distribuidoras (+39%). Sin embargo, la magnitud del deterioro de los resultados operativos muestra que el incremento de los costos de funcionamiento perjudicó en mayor medida a las distribuidoras cuyos ingresos dependen exclusivamente de tarifas pesificadas. Luego a las transportistas, que si bien participan en el negocio exportador en el caso de TGN y en el negocio de la producción de gas licuado (que está desregulado) en el caso de TGS, tienen una parte significativa de sus ingresos dependiendo de la actividad regulada. Mientras que los productores sufrieron el menor daño en sus resultados operativos dado que comparten la actividad de extracción del gas con el negocio del petróleo y acceden a ingresos en dólares a través de las exportaciones de gas natural.

DIFICULTADES EN LA ADQUISICIÓN DE SUMINISTROS

Conjuntamente con el aumento de los precios de los bienes y servicios utilizados por las empresas del sector para desarrollar sus actividades, también se modificaron las condiciones de compra con los proveedores. En un contexto de incertidumbre sobre los precios de los bienes y servicios, comenzaron a caerse los acuerdos con proveedores para la emisión de órdenes de compra abiertas expresadas en pesos, sin posibilidad legal de inclusión de cláusulas de ajuste de precios. Básicamente las ofertas pasaron a realizarse exclusivamente en dólares con una vigencia temporal reducida y con una reducción considerable en las condiciones de pago fruto del deterioro de la cadena de pagos y del sistema financiero local.

La salida de la Convertibilidad generó además importantes efectos sobre la disponibilidad de ciertos insumos con situaciones de desabastecimiento en determinados rubros como combustibles, papel químico, repuestos e insumos de computación. Adicionalmente, el contexto de volatilidad de precios e imprevisibilidad ha perjudicado la eficiencia de la gestión de abastecimiento de las empresas, al producir la caída de acuerdos de largo plazo que permitían obtener mejores precios, mayores posibilidades de planificación y bajos niveles de inventario.

PROBLEMA DE LA DEUDA EXTERNA DEL SECTOR

El efecto más contundente de la depreciación del peso con relación al dólar se reflejó en el incremento de los costos financieros de las empresas del sector. Las actividades de producción, transporte y distribución de gas natural son capital intensivas, requieren largos períodos de recupero de la inversión y con una importante proporción de las ventas realizadas a consumidores cautivos o sobre la base contratos de largo plazo de exportación. De esta forma, el elevado volumen de financiamiento requerido, la necesidad de largos plazos de amortización de la deuda, la posibilidad de conseguir menores tasas de interés en el exterior y la paridad cambiaria fijada por la Convertibilidad, llevaron a las empresas a concentran su endeudamiento principalmente en deuda en dólares y con acreedores del exterior.

En consecuencia, los ratios de pasivos en moneda extranjera sobre los pasivos totales en los momentos previos a la devaluación del peso llegaban a 83% para las productoras, 95% en el caso de las dos transportistas y 72% en promedio para las distribuidoras. Si bien una proporción de la deuda N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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financiera en moneda extranjera había sido emitida bajo legislación nacional, que fue pesificada con la relación u$s 1 = $1 más el ajuste del CER a través del decreto 214/02, la mayor parte se encontraba regida por legislación internacional en la forma de obligaciones negociables o préstamos sindicados con el exterior. Por ende, la suba del dólar significó un fuerte impacto en los costos financieros de las empresas, un deterioro en los resultados financieros, un incremento en los ratios de endeudamiento y una reducción de los ratios de liquidez de las empresas. En tanto, algunas empresas enfrentaron dificultades para afrontar sus compromisos de deuda y entraron en default con sus acreedores, mientras que en otros casos apareció la posibilidad de que las "cláusulas de aceleración" accionaran la caducidad de todos los plazos de vencimientos establecidos y el pedido de la cancelación anticipada de la deuda afectada.

A pesar de que el nivel de endeudamiento y el peso de los pasivos en dólares es similar en los tres subsectores, las mayores dificultades financieras parecerían recaer sobre las distribuidoras cuyos ingresos dependen exclusivamente del negocio regulado. Por su parte, a pesar de que las transportistas participan en el negocio exportador en el caso de TGN y en el negocio de la producción de gas licuado (que está desregulado) en el caso de TGS, tienen una parte significativa de sus ingresos dependiendo de la actividad regulada y parten de niveles de endeudamiento similares a las distribuidoras más endeudadas. Mientras que las productoras tienen una situación de mayor holgura financiera dado que comparten la extracción del gas con el negocio del petróleo y acceden a ingresos en dólares a través de las exportaciones de gas natural.

Ante la nueva realidad se hacen evidentes las dificultades de las empresas para cumplir con sus compromisos en moneda extranjera, lo que convierte en necesaria la renegociación de la deuda con los acreedores externos. Sin embargo, el marco latente de inseguridad jurídica y la incertidumbre reinante sobre el ajuste de las tarifas y de los contratos de provisión de gas dificultan la estimación de los flujos de fondos esperados de las empresas del sector y la definición de un nuevo esquema de vencimientos de deuda consistente con dichos flujos que permita aliviar la situación financiera de las empresas.

INSEGURIDAD JURIDICA

La inseguridad jurídica generada por el rompimiento de las reglas de juego en materia económica establecidas durante la década de los 90´s, en particular el incumplimiento del marco regulatorio del sector en relación a la determinación de las tarifas, junto con una mayor discrecionalidad del gobierno para definir la política económica, desalientan las decisiones de inversión por la alta volatilidad de los flujos futuros de fondos que eventualmente podría generar un proyecto de inversión gasífero. Además este ambiente dificulta fuertemente los procesos de renegociación de las obligaciones de deuda con el exterior que las empresas del sector deben encarar para viabilizar sus negocios.

La creación de negocios dentro del mercado del gas requiere en general de un elevado volumen de capital y largos plazos de maduración y recupero de la inversión, con lo cual un ambiente económico y jurídico estable y previsible resulta fundamental para la evaluación de un proyecto gasífero, sea de exploración de nuevos yacimientos, producción, transporte o distribución.

En este sentido, las proyecciones de exportaciones analizadas en las secciones de Chile y Brasil dentro del capítulo de "Inserción Internacional", derivan en que varios de los gasoductos que abastecen a dichos países ocuparían su capacidad instalada dentro del período 2003-2010, lo que haría necesaria la construcción de nuevos ductos para permitir la expansión de las exportaciones. En consecuencia, además de las condiciones de los mercados y los precios de exportación, nuevamente la estabilidad económica y jurídica resulta vital para la factibilidad de estos proyectos, con lo cual las condiciones actuales podrían significar en algún momento un freno al desarrollo del potencial exportador de la industria del gas.


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FALTA CREDITO INTERNO Y EXTERNO La complicada situación del sistema financiero y la ruptura de la cadena de pagos, junto a la

caída de la calidad crediticia a niveles de calificación de las compañías (que pasaron de categorías de investment grade a "SD" o "D" relacionadas con la situación de default) como resultado de los factores anteriormente mencionados dificultaron el acceso de las empresas al crédito tanto interno como externo para cubrir las necesidades financieras operativas o para financiar eventuales inversiones de crecimiento.

En el caso de las distribuidoras y transportistas de gas natural, la pesificación de las tarifas y el incremento de los costos operativos y de inversión junto con la desaparición del crédito interno y externo ocasionan una escasez de fondos que impide afrontar los planes de inversión previstos por las empresas. En consecuencia se paralizaron las inversiones de expansión de la red, cuyo costo ha quedado en manos de los propios clientes potenciales. A su vez, la ausencia de crédito y la caída del ingreso real de la población dificultan que los terceros financien dichos planes ante la imposibilidad de afrontar el costo de expansión de la red y de las instalaciones internas.

Por un lado, la vuelta del crédito interno y externo a tasas de interés razonables dependerá de la normalización de la macroeconomía, esto incluye temas a resolver como las negociaciones con los organismos internacionales, la renegociación de la deuda externa del sector público, la reestructuración del sistema financiero, la definición de políticas fiscales y monetarias consistentes con la estabilidad de precios y el grado de control que exista sobre el mercado cambiario. Por el lado de las empresas, resulta vital la renegociación de los compromisos con los acreedores externos para aquellas empresas con problemas financieros para lo cual nuevamente es necesaria la renegociación de las tarifas y un marco regulatorio previsible y consistente con la sustentabilidad del sector en el largo plazo. RENEGOCIACION DEL MARCO REGULATORIO Y SEGURIDAD JURIDICA

Una de las herramientas fundamentales para viabilizar la situación del sector en el presente

contexto es la renegociación del marco regulatorio teniendo en cuenta los cambios generados por la nueva realidad y considerando la sustentabilidad del sector en el largo plazo. Esto incluye un reajuste de las tarifas que permita una recuperación de la rentabilidad del negocio a niveles consistentes con una tasa de retorno de actividades de similar riesgo definida por el costo del capital según la legislación que regula las actividades de distribución y transporte de gas natural.

Un primer problema para el proceso renegociador es la dificultad para estimar el costo de capital (WACC) del transporte y la distribución de gas natural en el presente contexto económico, donde lentamente se están empezando a reconstituir las tasas de interés de la economía, aunque con un nivel importante de incertidumbre por los factores de la macroeconomía y la política que todavía deben resolverse durante 2003.

Otro escollo que debe superar el proceso renegociador es la intención del gobierno de realizar un ajuste gradual de las tarifas para reducir su impacto negativo sobre el salario real. En este sentido, las tarifas de gas natural tienen un componente impositivo significativo. Por ejemplo, en el área de Capital Federal y provincia de Buenos Aires, la tarifa final de consumidores residenciales e industriales tiene en promedio una carga impositiva de 25% entre tributos nacionales y provinciales sobre el precio final del gas. En consecuencia, una posibilidad de reajuste parcial de las tarifas sin efectos sobre el precio final podría incluir la reducción de la carga impositiva.

Aunque el gobierno admite la necesidad de un reajuste tarifario, considera que los costos operativos siguen siendo cubiertos por los ingresos por lo que pide a las empresas que reestructuren la deuda para mejorar sus resultados financieros. Sin embargo, parece difícil encarar el proceso de renegociación de los compromisos con los acreedores externos con el ajuste de tarifas y el nuevo marco regulatorio indefinidos, y con la incertidumbre que todavía pesa sobre el futuro de la macroeconomía. N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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De esta forma, a principios de diciembre de 2002 el Poder Ejecutivo dispuso un ajuste de las tarifas del gas natural a través del decreto 2.437. La norma incrementa en promedio un 10% las tarifas finales de las distribuidoras y aumenta las tarifas de transporte 10% para TGS y 7% para TGN. Sin bien el ajuste de las tarifas inicia el camino de recomposición de la rentabilidad de las licenciatarias y de normalización del sector hacia una senda sustentable, resultaría insuficiente ante la magnitud de los shocks negativos que enfrentaron las empresas durante 2002. En este sentido, buscando cuantificar el problema, si se considera el ajuste necesario de las tarifas para que las empresas recompongan la rentabilidad sobre activos (ROA) lograda en 2001 (que se ubicaba por debajo del costo del capital definido en la primera revisión quinquenal de tarifas para determinar la rentabilidad razonable de las licenciatarias), sólo teniendo en cuenta los resultados operativos y suponiendo un volumen de distribución y transporte de gas natural similar al presente año, el incremento de las tarifas tendría que ubicarse en torno al 20% para las distribuidoras y de 40% para las transportistas. Si además se incorporan los resultados financieros al cálculo, se necesitarían incrementos en las tarifas de distribuidoras y transportistas del orden de 125% para recuperar los niveles de rentabilidad de 2001.

Sin embargo, a la semana de su publicación el decreto de recomposición tarifaria comenzó a enfrentar dificultades en la justicia. Ante una presentación de la Defensora del Pueblo porteña un juez en lo Contencioso Administrativo suspendió el aumento tarifario para todos los habitantes de la Capital Federal. Luego, la suspensión del ajuste tarifario se extendió al resto del país ante una presentación del Defensor del Pueblo de la Nación. El fallo puede ser apelado por el Gobierno, pero el trámite en la Cámara del fuero Contencioso Administrativo puede tardar varios meses, durante los cuales no podrán aplicarse las subas tarifarias, lo que demora la normalización del sector.

Finalmente, otro aspecto que puede demorar el proceso renegociador es la incertidumbre electoral con el cambio de gobierno a mediados de 2003. En principio la actual administración estaría impulsando a través de esta primera propuesta de ajuste, una solución transitoria para superar la emergencia económica, orientada a cubrir los costos de funcionamiento y determinado porcentaje de las inversiones. Sin embargo, restaría definir en el marco regulatorio algunas cuestiones de carácter más permanente relacionadas con los cambios en la macroeconomía y que permitan la sustentabilidad del sector en el largo plazo, como por ejemplo cuál será el mecanismo de ajuste de las tarifas en el futuro, se utilizará la metodología de costo del capital, se mantendrán las mismas obligaciones y derechos de las licenciatarias, etc. En este contexto, la lentitud del proceso negociador parece incrementar las chances de que sea el próximo gobierno el que concluya dicho proceso, teniendo en cuenta además que el marco regulatorio estará influido por la política macroeconómica y regulatoria de la próxima administración.

En el caso de los productores los únicos contratos que se mantuvieron dolarizados fueron los contratos de exportación, que representan sólo el 10% de la producción, y los de suministros a grandes usuarios que han aceptado la tarifa en dólares por tener ingresos en la misma moneda (industrias del sector transable que pudieron aprovechar la depreciación del peso), el resto quedó pesificado por el decreto 214/02 y sujeto a renegociación entre las partes, lo que impide en buena medida al sector primario ajustar a dólares el precio de extracción del gas natural.

De acuerdo a lo establecido en el marco regulatorio, en octubre y mayo de cada año, el ENARGAS analiza y traslada a las tarifas que paga el consumidor las variaciones que se hubieran producido en el precio del gas en boca de pozo (mecanismo de pass through). En un contexto de incremento de los costos de exploración y de producción la inhibición del mecanismo de pass through por la pesificación de los contratos con las distribuidoras (que comercializan un 70% del gas destinado al mercado interno) reduce la rentabilidad de la explotación y también el estímulo a la exploración de nuevos yacimientos. En este sentido, la caída de 67,1% anual de los pozos gasíferos terminados en los primeros 8 meses de 2002, de alguna manera las trabas que el actual contexto económico pone a la expansión de la producción del sector.


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DIFICULTADES DEL SECTOR ELECTRICO De manera similar a lo ocurrido con el sector del gas natural, el sector eléctrico se vio

perjudicado por la combinación de devaluación del peso y pesificación - congelamiento de las tarifas, lo que pone en riesgo la viabilidad del negocio de la energía eléctrica en el mediano y largo plazo. En este sentido, recordemos que alrededor del 30% de la demanda de gas natural se dirige las usinas termoeléctricas de ciclo combinado (CC). Este grado de interrelación entre ambos sectores lleva a que los problemas del sector de electricidad constituyan un obstáculo al desarrollo de las potencialidades del sector gasífero y del aprovechamiento del recurso natural.

Actualmente los generadores de electricidad están recibiendo u$s 7,32 por Mwh vs. u$s 24,67 en dic-2001, mientras que en el resto de los países de la región el precio de la energía eléctrica mayorista está por encima de los u$s 30 y entre u$s 30 y u$s 50 en Europa y EE.UU. Con estos valores no sólo los proyectos se tornaron inviables –motivo por el cual las inversiones están paradas- sino, peor aún, la capacidad operativa de los generadores se ha visto fuertemente afectada, considerando que gran parte de sus insumos están dolarizados, tienen una pesada carga de financiamiento por préstamos tomados en el exterior y no tienen acceso al crédito para operar de manera eficiente. Algunas de las empresas ya han entrado en default ante la imposibilidad de pagar sus obligaciones y otras tantas podrían similar camino si no se incrementan sus ingresos. Para los números de las eléctricas, este precio del Mwh no es sustentable en el largo plazo y podría traer aparejado problemas de oferta en los próximos años, repercutiendo negativamente en la demanda de gas.

El verdadero riesgo no es la falta de nuevas inversiones sino que con este nivel de tarifas colapse el sistema eléctrico, con lo cual si bien los precios relativos de los combustibles actualmente favorecen la demanda de gas natural como combustible para generación eléctrica, la demanda futura de gas de la industria eléctrica es la que está en peligro.

Adicionalmente deberá tenerse en cuenta -a efectos de estimar las implicancias para el gas natural- qué tipo de plantas serán las que se construirán de aquí en más ya que la tecnología de ciclos combinados tiene un alto componente de insumos importados y alto nivel tecnológico, por lo que no puede descartarse una contribución marginal creciente de nuevas represas hidroeléctricas (con mayor componente nacional) a la expansión del parque eléctrico durante los próximos años. Normalmente las centrales hidroeléctricas resultan tres veces más costosas de construir que las de CC pero son más baratas en cuanto al costo de generación. Sin embargo, a partir de la devaluación, por las razones expuestas precedentemente, se alteraron sustancialmente los flujos asociados a proyectos de inversión en uno y otro tipo de planta, aunque en definitiva esto último también dependerá del ajuste que se disponga sobre las tarifas de gas, cuyo actual nivel no podrá mantenerse dado el serio daño que a través de la pesificación se generó sobre la rentabilidad de las empresas gasíferas.

Además, Argentina tiene condiciones competitivas para abaratar los costos de generación de electricidad en países como Chile y Brasil (este último con intenciones de seguir apostando mayoritariamente a la hidroelectricidad), por lo que el sector de gas natural podría verse beneficiado del aprovechamiento de las ventajas competitivas del sector eléctrico proveyéndole el insumo necesario (gas natural) para generar energía barata exportable (tecnología de ciclos combinados) a estos países. En este sentido, la ejecución del proyecto de construir una línea de 500 Kw para exportar electricidad a Brasil (sistema NOA-NEA) podría contribuir a valorizar las reservas gasíferas de la cuenca del noroeste argentino. Sin embargo, en el actual contexto, los problemas del sector eléctrico en el mercado interno podrían retrasar los proyectos de ampliación de las ventas de electricidad a otros países de la región.

Por otro lado, Argentina y Paraguay anunciaron inversiones en Yaciretá por u$s 631 millones para completar obras y así aumentar el nivel de embalse de la represa de forma gradual hasta el 2008, de manera tal que cuando concluyan las obras la producción llegará a 19.682 Gw anuales contra los 11.750 Gw que genera desde que la represa entró en operaciones en 1994. Dado N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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entonces que las centrales hidroeléctricas son las que primero entran al sistema de despachos de CAMMESA por su menor costo marginal de generación, la ampliación de Yaciretá claramente puede ser otro factor que juegue en contra de la expansión de la generación térmica durante los próximos años.

De todos modos y al igual que lo observado en el sector de gas natural, las inversiones en la industria eléctrica son de largo plazo y como tales requieren estabilidad económica, política y jurídica y, sobre todo, condiciones contractuales competitivas, por lo que una vez reestablecidas las reglas del juego el hecho que el sistema eléctrico argentino sea sino el más competitivo del mundo permite suponer un horizonte sin mayores obstáculos en la continuidad de su desarrollo.

Pero los problemas del sector eléctrico, más allá de los generados por la actual coyuntura, tienen una data más antigua y se refieren a algunas cuestiones denunciadas por las empresas del sector que hacen a fallas del Marco Regulatorio de la actividad que propiciaron el descenso vertiginoso de las tarifas eléctricas durante todos estos años, lo cual trae aparejado la falta de incentivos para continuar invirtiendo en nuevos generadores y mantener el equipo ya instalado en óptimas condiciones de funcionamiento para abastecer una demanda creciente.

La integración vertical entre el gas y la energía eléctrica debe considerarse prioritaria en las decisiones privadas y públicas a fin de asegurar un equilibrio estable y un mercado eléctrico predecible para los próximos años que pueda contener las necesidades de la demanda en lo que hace a la calidad del servicio y tarifas razonables que contemplen el escenario de la coyuntura socioeconómica y las señales para el mediano y largo plazo. TRABAS AL DESARROLLO DEL GNC

Hasta el momento la expansión del uso de GNC como combustible vehicular se ha concentrado en el parque de automotores livianos. Con la actual estructura de precios relativos de los combustibles la utilización del GNC permite una amortización relativamente rápida del costo de instalación del equipo de GNC en el caso de la conversión de vehículos nafteros livianos. La velocidad de amortización depende básicamente de la intensidad de uso del vehículo. Considerando un costo de instalación del equipo de GNC de $ 2.000, un usuario que realiza un fuerte uso del automotor (60.000 km anuales) como puede ser el caso de un taxi o un remise puede amortizar el gasto de conversión entre 2 y 3 meses. Por su parte, los conductores que dan un uso poco intensivo a su automotor (10.000 km anuales) pueden amortizar el costo del equipo en un período promedio de 16 meses.

En el caso de los automotores livianos con motores diesel, las soluciones técnicas para su conversión a GNC están en etapa de desarrollo, con transformaciones incipientes de automotores llevadas a cabo por algunos productores de equipos. Además, los costos de conversión son un poco más elevados que los de automotores nafteros y rondan entre los $ 2.200 y los $ 6.000. De esta forma, el mayor costo del traspaso a GNC y el menor diferencial de precios entre el gas oil y el GNC reduce el ahorro anual del gasto en combustible y alarga el período de amortización del equipo con relación a la conversión de automotores nafteros. Para los usuarios intensivos el plazo de recupero se ubica en torno al año, mientras que para los usuarios menos demandantes se alarga hasta los 54 meses. Si bien la actual estructura de precios relativos de los combustibles y el menor impacto ambiental favorecen la utilización del GNC como combustible vehicular una serie de factores dificultan el aumento de su participación dentro de la matriz de combustibles para automotores, los cuales afectan en mayor medida a los automotores de carga y pasajeros de larga y media distancia.

Por un lado, el cilindro promedio de GNC tiene una capacidad de almacenamiento de 60 litros (15 m3) de gas natural lo que equivale a una autonomía de unos 175 km, bastante por debajo del rango de autonomía que ofrecen los restantes combustibles, lo que genera una desventaja logística del GNC y que cobra mayor significatividad en los vehículos que realizan los trayectos más largos. N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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Además la instalación de los equipos reduce el espacio de carga en los vehículos y limita las soluciones de instalar una mayor cantidad o cilindros más grandes para superar el problema de la autonomía (en promedio los cilindros pesan unos 60 kgs y miden un metro de largo con 30 centímetros de diámetro), lo que ofrece una nueva desventaja frente a los automotores gasoleros y nafteros, que se hace más evidente para el transporte de carga y de pasajeros. A pesar de que la cantidad de estaciones de carga ha crecido fuertemente abarcando un número considerable de localidades abastecidas, todavía la provisión de GNC es superada por la mayor disponibilidad de los otros combustibles vehiculares. En este contexto, una posibilidad para superar este limitante a la expansión del uso del GNC que afecta en mayor medida al transporte pesado de carga y personas, sería la utilización del GNC a granel y en un futuro próximo el Gas Natural Licuado (GNL) para extender geográficamente el uso de GNC a lugares alejados de los gasoductos. Finalmente, además de los costos de conversión de los vehículos, las empresas de transporte pueden tener la necesidad de instalar estaciones de carga cautivas para abastecer a su flota en determinados puntos. La magnitud de las inversiones necesarios para el cambio a GNC de una flota de transporte pueden representar un esfuerzo financiero significativo para las empresas de transporte. Consideremos como ejemplo, que el costo de dualización de un ómnibus urbano puede alcanzar los $ 18.000 y de uno interurbano unos $ 31.000, en tanto la instalación de una estación cautiva insume un gasto promedio de $ 500.000. De esta forma, en el actual contexto económico la falta de crédito para financiar las inversiones que implica el traspaso a GNC se convierte un factor limitante a la expansión de su uso en el transporte de carga y pasajeros de larga y media distancia. ESTIMULO A LA COMPETENCIA

En las actividades desreguladas de la industria del gas natural, como la producción de gas natural y el mercado del GLP, se observa una concentración importante de los negocios en unas pocas empresas del sector.

En el caso de los productores de gas natural, esta característica de mercado oligopólico, se refleja en que las cinco empresas más grandes del sector participan con 79,8% de la producción local, con YPF como el operador más importante con una participación del 30,9%.

Para introducir mayor competencia en la etapa primaria, el gobierno creó en 1995 el mercado de corto plazo del gas natural o mercado spot. Este mecanismo se implementó con el objetivo de dar incentivos a las distribuidoras para que adquirieran gas a precios más bajos que en los contratos de más largo plazo. En principio las empresas distribuidoras, por el sistema de “pass-through” vigente, transfieren las variaciones del precio del gas a los usuarios. Las distribuidoras que adquieren gas por debajo del precio de referencia (que es el precio que establece el ENARGAS para cada cuenca al inicio de cada período estacional, invierno-verano) pueden retener la mitad de la ganancia entre el precio de compra y el de referencia. Por otra parte, si las adquisiciones son a precios superiores que el precio de Cuenca (que también define el ENARGAS), sólo puede trasladarse a tarifa el 50% de la diferencia entre el precio de compra y el testigo.

Este mecanismo ha dado lugar a disminuciones de precios, en especial en el verano. Sin embargo, la situación de Repsol-YPF, que tiene una participación del 35% en la producción y cercana al 60% en la comercialización de gas propio y de terceros, un buen posicionamiento en todas las cuencas y un poder negociador muy alto en la definición de precios, no ha favorecido hasta el momento el objetivo de lograr una mayor competencia en el upstream a través de la competencia entre cuencas planteado por la creación del mercado spot. En el caso del mercado de GLP, se observa también una importante concentración de empresas en la etapa productiva. En este sentido, la producción de GLP está en manos de 19 empresas, de las cuales Repsol-YPF, TGS, Refinor, Total Austral y Mega SA (YPF cuenta con el 38% de su capital accionario) concentran en torno del 78% del negocio. Además, a diferencia de la industria del gas natural, donde la integración vertical no está permitida por el marco regulatorio, en N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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la industria del GLP algunos de los productores están integrados en la cadena de valor (caso Shell, YPF, Total Austral) con participación en las etapas de fraccionamiento y distribución. En consecuencia, cuatro empresas, Repsol YPF Gas, Total Gaz, Extragas y Shell Gas, dominan el mercado fraccionador de GLP con una participación del 67%.

En este contexto, además del diseño de mecanismos que estimulen el desarrollo del mercado spot de gas natural, resulta necesario el monitoreo de defensa de la competencia en el mercado del GLP para evitar que la integración vertical derive en políticas de discriminación entre los distintos integrantes de la cadena productiva y en precios monopólicos para los usuarios. INCENTIVOS A LA EXPLORACION Y LEGITIMIDAD DE LA NORMATIVA

El territorio argentino tanto terrestre como su plataforma continental se encuentra subexplorado y más aún en las denominadas cuencas no productivas, donde se debe considerar el alto grado de riesgo exploratorio que existe, situación ésta que conlleva a la necesidad de considerar la implementación de incentivos para impulsar su exploración.

En este aspecto, el reconocimiento de algún tipo de beneficio para quienes previamente realicen reconocimientos superficiales, por ejemplo facilitar el acceso a las áreas adyacentes en caso de continuidad geológica y la adecuación de cánones, serían parte de incentivos o modificaciones del marco reglamentario, de características técnicas. Por otra parte, el alto riesgo geológico también indica la necesidad de incorporar factores económicos y/o variables con esas características, como es el caso de las regalías, y en este sentido y de acuerdo a la legislación vigente, son las provincias quienes deben decidir la aplicación de medidas con esa finalidad (para ello tienen la potestad que les confiere la ley de determinar el porcentaje de regalías y el análisis y evaluación de las ofertas de adjudicación de áreas para exploración y explotación).

Adicionalmente, se requiere la demorada iniciativa del Congreso Nacional de plasmar en una nueva ley los cambios que se han introducido a lo largo de los últimos diez años en la normativa del sector bajo la forma de decretos reglamentarios, de manera tal de otorgarle a quienes se desenvuelven en este ámbito una mayor seguridad, ordenamiento y previsibilidad jurídica. En este sentido, se pueden citar dos ejemplos importantes: 1) por Ley N° 24.145 la Nación transfirió a las provincias el dominio público de los yacimientos de hidrocarburos (salvo algunos casos) ubicados en sus respectivos territorios, de forma que aquellas pasaron a tener participación en la determinación del porcentaje de las regalías y en el análisis y evaluación de las ofertas por adjudicación de zonas para exploración y explotación. Esta ley encomendó además la creación de una Comisión de Provincialización de Hidrocarburos para redactar un proyecto de ley que incluyera las modificaciones necesarias para ordenar, adaptar y perfeccionar el régimen de la Ley Nº 17.319 a los cambios de la Ley N° 24.145. La transferencia del dominio se iba a perfeccionar después de sancionada y promulgada dicha ley, sin embargo, la demora del Congreso para aprobarla llevó al Poder Ejecutivo a instituir un régimen transitorio de exploración y explotación de las áreas transferidas a través del decreto 1.955/94; 2) el transporte y distribución de gas natural se rige por una ley (la N° 24.076), pero la desregulación del negocio de exploración y producción está bajo la órbita de una sucesión de decretos que modificaron la Ley de Hidrocarburos N° 17.319 de 1967 (válidos también para el sector petrolífero), los cuales nunca cobraron fuerza de ley, dejando librado a la arbitrariedad de cualquier administración o gobierno entrante la modificación de dicho régimen.

La indefinición del marco legal genera mucho “ruido” para el normal desenvolvimiento de las acciones del sector privado y más aún en un sector como el de hidrocarburos donde las decisiones de inversión son tomadas con un criterio de largo plazo. Y en este sentido también debe mencionarse, además de los ejemplos precedentemente citados, las permanentes discusiones sobre si las petroleras debían o no estar obligadas a liquidar el 100% de sus divisas en el país (como parte de las medidas que las autoridades querían oportunamente tomar en pos de profundizar el control de cambios instaurado desde la devaluación), cuando la norma establece que dicho porcentaje no debe superar el 30% pero que en definitiva se trata de un decreto (1.589/89), por lo que s se vuelve más N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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fácil de manipular. Claramente, la inestabilidad de cualquier regímen jurídico e impositivo como el descripto atenta contra cualquier inversión del sector privado, que no las llevará a cabo hasta tanto perciba un ambiente más pro negocios. DISTORSIONES EN EL PRECIO RELATIVO DE LOS COMBUSTIBLES Más allá de las conocidas ventajas económicas del uso del GNC en relación a otros combustibles, los precios relativos de este mercado están distorsionados por la estructura impositiva diferencial que los afecta. En este sentido, sería aconsejable que se abandone el actual esquema de impuestos de suma fija (como es el ITC y la tasa hídrica) por uno tipo ad-valorem igual para todos los combustibles sobre el precio del productor. Aquí debería incluirse la tasa vial que sólo se aplica al gas oil, de modo que la alícuota impositiva sea única y uniforme para todo el sector. Del mismo modo, sería conveniente y deseable que por consenso se unificaran las tasas y contribuciones que aplican las provincias y municipios en sus respectivas jurisdicciones.

Del mismo modo y con el mismo objetivo de otorgar mayor transparencia al mercado, considerando que las tarifas de gnc están reguladas por el Enargas el gobierno o autoridad competente debería instrumentar los medios a fin de procurar introducir una mayor competencia en el mercado de derivados del petróleo desde la actual estructura oligopólica que lo caracteriza. Del mismo modo, deberá procurar que la gran expansión y crecimiento de la red de estacioneros de gnc que se espera tenga lugar en los próximos años se desenvuelva en un ámbito de sana competencia, impidiendo la formación de pooles de estacioneros. Con esta perspectiva, el descenso de los márgenes de distribución del gnc (muy elevados en comparación con el de otros combustibles) debería acompañar el proceso de expansión de la cadena comercial.


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INSTRUMENTOS DE POLÍTICA PÚBLICA Teniendo en cuenta las dificultades señaladas en el capítulo anterior que enfrenta el sector

en la actualidad se proponen las siguientes políticas de acción para mejorar el funcionamiento de la industria gasífera con el objeto de asegurar su sustentabilidad en el largo plazo y de posibilitar el desarrollo de sus potencialidades:

RENEGOCIACION DEL MARCO REGULATORIO

El principal y más grave problema que enfrenta el sector sin duda es la falta de rentabilidad.

La principal herramienta para normalizar esta situación y posibilitar su sustentabilidad en el largo plazo es la renegociación del marco regulatorio teniendo en cuenta los cambios generados por la nueva realidad. Esto incluye:

- La definición de un nuevo marco regulatorio que tenga en cuenta la nueva realidad de la

economía argentina y la definición de un esquema de ajuste gradual desde la situación presente hasta la vigencia del nuevo marco regulatorio.

- Dicho esquema debe contemplar un reajuste de las tarifas que permita una recuperación de la rentabilidad del negocio a niveles consistentes con una tasa de retorno de actividades de similar riesgo definida por el costo del capital (WACC). Sin embargo, las condiciones financieras atípicas por las que aún transita la economía argentina, con niveles de tasas de interés reales que difícilmente se condicen con proyectos de inversión rentables de bajo o mediano riesgo, constituyen un serio obstáculo para la definición del nuevo y actual costo de oportunidad del capital, por lo que el ajuste tarifario sobre la base del WACC debería ser considerado como un objetivo de más largo plazo.

- En su lugar, con carácter transitorio y atendiendo las urgentes necesidades de las empresas, debería adoptarse un esquema de ajuste tarifario tal que permita cubrir los costos operativos de aquellas y los costos de mantenimiento de las instalaciones y las maquinarias, evitando así el deterioro de la red de distribución y pérdida de calidad del servicio. Pero adicionalmente, este esquema debería considerar también en algún grado los costos financieros de las empresas de manera tal que éstas estén en condiciones de poder encarar el proceso de renegociación de los compromisos con sus acreedores. El retorno al mercado internacional de capitales es también fundamental para las aspiraciones de expansión del sector, considerando su carácter capital intensivo, la ausencia de crédito interno y la expectativa de una muy lenta recuperación del mismo.

- Adicionalmente y en el marco de este nuevo esquema transitorio de ajuste tarifario, la readecuación de tarifas debería plantearse de manera gradual (contrario a un ajuste de shock o del tipo “once and for all”) de manera de atemperar su impacto negativo sobre el salario real. En este sentido, puede plantearse que para el período de transición, la carga del ajuste recaiga en mayor medida sobre los consumidores favorecidos por la nueva coyuntura o sobre los consumidores de mayores ingresos. Pero como ésto puede generar la aparición de subsidios cruzados que introducen algún grado de distorsión en las señales de consumo y producción, las alícuotas diferenciales deberían plantearse sólo por un período limitado. Además, están explícitamente prohibidas por el marco regulatorio vigente por lo que, en el caso de decidir su implementación, deberá modificarse la normativa que versa sobre este punto.


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- Otra posibilidad para mitigar el impacto de un ajuste tarifario sobre el precio final del gas natural es la reducción de la carga impositiva que contiene la tarifa. En este sentido, las tarifas de gas natural tienen un componente impositivo significativo. Por ejemplo, en

el área de Capital Federal y provincia de Buenos Aires, la tarifa final de consumidores residenciales e industriales tiene en promedio una carga impositiva de 25% entre tributos nacionales y provinciales sobre el precio final del gas.

- También dentro del proceso de transición puede otorgarse a las empresas la posibilidad de tener que cumplir con menores obligaciones que las exigidas por la legislación actual a cambio del ajuste gradual de las tarifas hacia el nivel necesario para alcanzar una rentabilidad acorde con el costo de oportunidad del capital en el largo plazo.

- Superado el esquema de ajuste gradual deberá avanzarse sobre la definición de un nuevo marco regulatorio, el cual, más allá de mantener el WACC como mecanismo para fijar la rentabilidad del negocio, deberá contemplar la eliminación del PPI como uno de los mecanismos de ajuste periódico de la tarifa como así también la dolarización de esta última, en tanto y en cuanto decida avanzarse en la marcha de la desdolarización de la economía argentina.

- Por otro lado, se recomienda que el rescate de cuasimonedas provinciales se realice al valor nominal y no de mercado como impulsa la norma en proceso, ya que de lo contrario nuevamente se estarían vulnerando los ingresos de las compañías que en su momento aceptaron estos bonos en parte de pago de su facturación.

- La Secretaría de Energía y la Comisión Renegociadora de Contratos dentro del Poder Ejecutivo deben participar junto con las empresas del sector y las asociaciones de consumidores en la formulación del marco regulatorio y del esquema de transición.

- Asimismo, el nuevo marco regulatorio y el esquema de ajuste gradual deben definirse conjuntamente y ser plasmados mediante una ley nacional que permita restituir la seguridad jurídica y otorgar un horizonte de estabilidad legal a las empresas del sector.

- Finalmente, grado de interrelación entre el sector gasífero y el eléctrico lleva a que los problemas del sector de electricidad constituyan un obstáculo al desarrollo de las potencialidades del sector gasífero y del aprovechamiento del recurso natural, por lo cual debe encararse un proceso similar de normalización del sector eléctrico que permita asegurar su sustentabilidad en el largo plazo.

INCENTIVOS AL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GNC

Hasta el momento la expansión del uso de GNC como combustible vehicular se ha concentrado en el parque de automotores livianos. Si bien la actual estructura de precios relativos de los combustibles favorece la utilización del GNC como combustible vehicular una serie de factores dificultan el aumento de su participación dentro de la matriz de combustibles para automotores, los cuales afectan en mayor medida a los automotores de carga y pasajeros de larga y media distancia. Existen factores tecnológicos relacionados con el menor rango de autonomía del GNC con respecto a los restantes combustibles, la reducción de la capacidad de transporte por la instalación de los equipos y la menor disponibilidad relativa de estaciones de carga con relación a otros combustibles, factores. Y también factores financieros relacionados con los montos requeridos de inversión para la transformación de los vehículos a GNC y para la instalación de nuevas estaciones de carga en un contexto macroeconómico de falta de crédito, en especial en el caso del transporte de media y larga distancia. Dada la conveniencia del uso del gas natural como combustible vehicular por el menor impacto que éste tiene sobre la contaminación ambiental y su menor precio (ambos casos en relación al resto de los combustibles líquidos), existe un incentivo por parte del gobierno para estimular su utilización. Para ello se propone:

- Permitir la deducción del impuesto a las ganancias de los gastos de investigación y desarrollo que realicen las empresas para mejorar las tecnologías asociadas con el uso del GNC vehicular, tales que posibiliten no sólo una mayor autonomía de los equipos sino también disminuyan el costo de conversión de los mismos.


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- En el caso de las empresas de transporte, permitir la deducción del impuesto a las ganancias de las inversiones realizadas para la transformación de la flota y de la instalación de estaciones de carga cautivas.

- También se propone una mayor participación del Ministerio de Relaciones Exteriores en la promoción de los productos argentinos en el mundo relacionados con el GNC vehicular así como la recopilación de información sobre los mercados potenciales para estimular la exportación de las tecnologías de GNC desarrolladas en nuestro país.

- De manera similar, el incentivo a aumentar el gasto en R&D en el sector privado debería ser reforzado con el apoyo de técnicos e ingenieros de organismos oficiales (como el INTI y la Secretaría de Ciencia y Tecnología de la Nación y sus dependencias) tal que permita ampliar la escala de información de las empresas nacionales en relación a tecnologías innovadoras que puedan estar desarrollándose a nivel mundial.

ESTIMULO A LA COMPETENCIA

En las actividades desreguladas de la industria del gas natural, como la producción de gas natural y el mercado del GLP, se observa una concentración importante de los negocios en unas pocas empresas del sector. En el caso de los productores de gas natural, esta característica de mercado oligopólico, se refleja en que las cinco empresas más grandes del sector participan con 79,8% de la producción local, con YPF como el operador más importante con una participación del 30,9%. En el caso del mercado de GLP, se observa también una importante concentración de empresas en la etapa productiva. En este sentido, la producción de GLP está en manos de 19 empresas, de las cuales Repsol-YPF, TGS, Refinor, Total Austral y Mega SA (YPF cuenta con el 38% de su capital accionario) concentran en torno del 78% del negocio. Además, a diferencia de la industria del gas natural, donde la integración vertical no está permitida por el marco regulatorio, en la industria del GLP algunos de los productores están integrados en la cadena de valor (caso Shell, YPF, Total Austral) con participación en las etapas de fraccionamiento y distribución. En consecuencia, cuatro empresas, Repsol YPF Gas, Total Gaz, Extragas y Shell Gas, dominan el mercado fraccionador de GLP con una participación del 67%. En este contexto, se propone un estudio más detallado de la Secretaría de la Competencia, la Desregulación y la Defensa del Consumidor, la Secretaría de Energía y el Enargas sobre si la concentración de empresas en el sector primario genera prácticas monopólicas que impliquen pérdidas de eficiencia para la economía y sobre los factores que limitan un mayor desarrollo del mercado spot de gas natural. INCENTIVOS A LA EXPLORACION

El territorio argentino tanto terrestre como su plataforma continental se encuentra subexplorado y más aún en las denominadas cuencas no productivas, donde se debe considerar el alto grado de riesgo exploratorio que existe, situación ésta que conlleva a la necesidad de considerar la implementación de incentivos para impulsar su exploración:

- En el aspecto técnico se propone el otorgamiento de algún tipo de beneficio para quienes previamente realicen reconocimientos superficiales, por ejemplo facilitar el acceso a las áreas adyacentes en caso de continuidad geológica.

- Por otra parte, el alto riesgo geológico también indica la necesidad de incorporar factores económicos y/o variables con esas características, como la adecuación de los cánones de exploración y explotación y de las regalías teniendo en cuenta la productividad de los pozos y su ubicación (esquema decreciente: a menor productividad, menor canon y menores regalías). En el caso de las regalías son las provincias quienes tienen la potestad de modificar los porcentajes, en tanto la determinación de los cánones, que son sumas fijas por kilómetro cuadrado, corresponden al gobierno nacional.


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SEGURIDAD JURIDICA La indefinición del marco legal genera mucho “ruido” para el normal desenvolvimiento de las acciones del sector privado y más aún en un sector como el de hidrocarburos donde las decisiones de inversión son tomadas con un criterio de largo plazo. En este sentido, además de la determinación de un nuevo marco regulatorio, ofrecer seguridad jurídica al sector requerirá plasmar en leyes los cambios que se han introducido a lo largo de los últimos diez años en la normativa del sector bajo la forma de decretos reglamentarios, de manera tal de otorgarle a quienes se desenvuelven en este ámbito una mayor seguridad, ordenamiento y previsibilidad jurídica. En este sentido, se pueden citar dos ejemplos importantes:

1) Por Ley N° 24.145 la Nación transfirió a las provincias el dominio público de los yacimientos de hidrocarburos (salvo algunos casos) ubicados en sus respectivos territorios, de forma que aquellas pasaron a tener participación en la determinación del porcentaje de las regalías y en el análisis y evaluación de las ofertas por adjudicación de zonas para exploración y explotación. Esta ley encomendó además la creación de una Comisión de Provincialización de Hidrocarburos para redactar un proyecto de ley que incluyera las modificaciones necesarias para ordenar, adaptar y perfeccionar el régimen de la Ley Nº 17.319 a los cambios de la Ley N° 24.145. La transferencia del dominio se iba a perfeccionar después de sancionada y promulgada dicha ley, sin embargo, la demora del Congreso para aprobarla llevó al Poder Ejecutivo a instituir un régimen transitorio de exploración y explotación de las áreas transferidas a través del decreto 1.955/94.

2) El transporte y distribución de gas natural se rige por una ley (la N° 24.076), pero la desregulación del negocio de exploración y producción está bajo la órbita de una sucesión de decretos que modificaron la Ley de Hidrocarburos N° 17.319 de 1967 (válidos también para el sector petrolífero), los cuales nunca cobraron fuerza de ley, dejando librado a la arbitrariedad de cualquier administración o gobierno entrante la modificación de dicho régimen.

DISTORSIONES EN EL PRECIO RELATIVO DE LOS COMBUSTIBLES Más allá de las conocidas ventajas económicas del uso del GNC en relación a otros combustibles, los precios relativos de este mercado están distorsionados por la estructura impositiva diferencial que los afecta. En este sentido, se propone abandonar el actual esquema de impuestos de suma fija (como es el ITC y la tasa hídrica) por uno tipo ad-valorem igual para todos los combustibles sobre el precio del productor. Aquí debería incluirse la tasa vial que sólo se aplica al gas oil, de modo que la alícuota impositiva sea única y uniforme para todo el sector. Del mismo modo, sería conveniente y deseable que por consenso se unificaran las tasas y contribuciones que aplican las provincias y municipios en sus respectivas jurisdicciones. Por último, vale la pena un comentario final sobre la cuestión que motiva la redacción de este apartado. Como se dejara asentado y se recalcara en varios pasajes del presente estudio, el espectacular desarrollo que registró el sector gasífero en Argentina en la última década tiene un sustento y un aliado fundamental que es su alta competitividad (sin políticas activas sectoriales de por medio) y un clima pro negocios signado por un contexto de reglas claras y precisas (marco regulatorio) a la cual debían ajustarse los diversos actores del mercado (incluido el Estado). N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

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La devaluación de diciembre 2001 y posterior pesificación de contratos implicó un quiebre en la buena performance y solvencia que las empresas venían exhibiendo hasta ese entonces. Claramente y más allá de algunos problemas secundarios que no hacen a la sustentabilidad o posibilidad de explotación de las potencialidades (o ventajas comparativas) del sector (los cuales de todos modos se enumeran en este trabajo y para los cuales también se proponen soluciones), por lejos el principal obstáculo que enfrenta hoy el sector y sobre el cual el gobierno tiene herramientas directas para combatir es la falta de rentabilidad y desincentivo a la inversión que deviene de la violación del marco normativo. La falta de acceso al crédito es otro pilar fundamental para el desarrollo del sector (recordar que es muy capital intensivo) pero hasta tanto mínimo no se ponga en marcha la readecuación tarifaria las empresas no podrán encarar el proceso de reestructuración de su deuda defaulteada, aunque aquí también es necesario que la Nación encare su propia renegociación sin la cual los acreedores sectoriales pierden un importante margen de referencia. Con todo ésto lo que queremos remarcar entonces -o al menos es intención que el lector así lo advierta- es que el “encauzamiento” del sector a la explotación y aprovechamiento de sus ventajas comparativas no implica la concepción de un programa sectoralista de gobierno con una prolija enumeración de políticas activas por desarrollar, sino más bien apuntar a ejecutar unos pocos puntos que devuelvan las condiciones originales sobre las cuales el sector basó su crecimiento de la década, es decir, respeto por las reglas de juego y rentabilidad del negocio. Lo que importa es la calidad y claridad de las medidas y con ese mensaje y propósito elevamos aquí nuestras propuestas. La recomposición del crédito es un escalón superior pero que lamentablemente queda supeditado al saneamiento de la problemática financiera que envuelve al país en general.


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FUENTES CONSULTADAS Fuentes Nacionales: • Entrevistas con empresas y cámaras del sector, institutos privados, entes reguladores

(ENARGAS) y organismos oficiales (Secretaría de Energía). • Secretaría de Energía (Argentina). • ENARGAS (Ente Nacional de Regulación de Gas). • Presentaciones efectuadas por las empresas licenciatarias del servicio de transporte y

distribución de gas ante la Comisión de Renegociación de Contratos de Obras y Servicios Públicos, dependiente del Ministerio de Economía.

• IAPG (Instituto Argentino del Petróleo y del Gas), publicaciones periódicas: revista “Petrotecnia” (varios números) y “El abecé del Petróleo y del Gas” (segunda edición).

• Instituto Argentino de la Energía General Mosconi. • Agencia de Desarrollo de Inversiones (ADI), dependiente del Ministerio de la Producción. • Boletín Oficial de la República Argentina. • CEGLA (Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado). • INDEC • Secretaría de Política Económica y Dirección Nacional de Coordinación con las Provincias

(ambas dependientes del Ministerio de Economía). • Cámara Argentina del GNC • CEP (Centro de Estudios para la Producción) • Metrogas • Transportadora de Gas del Norte (TGN) • Transportadora de Gas del Sur (TGS) • CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima). • ADIGAS (Asociación de Distribuidores de Gas de Argentina). • Balances contables de empresas del sector. • CEI (Centro de Economía Internacional). • “Petroquímica, Petróleo, Gas & Química”, revista especializada, N° 181 (septiembre-octubre

2002). • Periódicos de circulación habitual en el territorio argentino. Fuentes Internacionales: • “Worlwide Look at Reserves and Production”, Oil & Gas Journal, Vol. 99, diciembre 2001. • British Petroleum Statistical Review of World Energy, June 2002. • Viceministerio de Energía de Bolivia. • YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolvianos). • ANP (Agencia Nacional del Petróleo) de Brasil. • EIA (Agencia Internacional de Energía) de EE.UU. • OLADE (Organización Latinoamericana de Energía). • Comisión Nacional de Energía de Chile. • Dirección Nacional de Energía de Uruguay. • World LPG Gas Association • American Gas Association


181 Papers / Bibliografía consultada:

• “Determinantes de la Inversión en el Sector Petróleo y Gas de la Argentina”, Nicolás Gadano, Cepal, Serie Reformas Económicas N° 7, Buenos Aires, octubre 1998.

• “Resultados de la Reestructuración de la Industria del Gas en la Argentina”, Roberto Kozulj, Cepal, Serie Recursos Naturales e Infraestructura N° 14, Proyecto OLADE/CEPAL/GTZ “Energía y Desarrollo Sustentable en América Latina y el Caribe”, Santiago de Chile, noviembre 2000.

• “Precios Internos y de Exportación de Gas Natural y Gas Licuado de Petróleo: ¿Diferenciación o Discriminación de Precios en el Mercado Interno?”, Novara, J. J., Estudios, año XX N° 83 octubre/diciembre 1997, pp. 119-155.

• “Antitrust en el Mercado de Gas Natural”, Nora Balzarotti, CEER, Instituto de Economía UADE, Texto de discusión N° 10, octubre 1999.

• “Desempeño de las Industrias de Electricidad y Gas Natural después de las Reformas: el Caso de Argentina”, Héctor Pistonesi, ILPES, Serie Gestión Pública N° 15, Proyecto ILPES/CAF “Marco Regulador, Privatización y Modernización del Estado”, Santiago de Chile, diciembre 2001.


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