Ing. GERARDO RABINOVICH Subsidios a la Energía y Tarifa Social en la Argentina Buenos Aires, 2...

Ing. GERARDO RABINOVICHIng. GERARDO RABINOVICH

Subsidios a la Energía y Tarifa Social en la

Argentina

Buenos Aires, 2 noviembre 2010

Índice

1 Concepto Elemental de Subsidio

2 Mecanismos de Formación de Precios de los Servicios Públicos Energéticos

3 Subsidios al Costo de Abastecimiento de la Energía Eléctrica

4 Subsidio al Costo de Abastecimiento del Gas Natural

5 Otros Subsidios al Gas Natural

6 Tarifa Social

7 Conclusiones

Concepto elemental de Subsidio

1 En el lenguaje económico corriente, los subsidios son aplicados para estimular artificialmente el consumo o la producción de un bien o servicio. Son los mecanismos contrarios a los impuestos.

2 Generalmente la aplicación de subsidios específicos al consumo o a la producción de un producto cualquiera, tiene su origen en la intención de los Estados de alcanzar metas sociales, o bien favorecer (por distintas razones) a determinadas personas, actividades o zonas de un país.

3 También suele otorgarse desde el Estado a las empresas privadas, con el fin de evitar que posibles aumentos de tarifas lleguen a los consumidores finales de los productos o servicios que ellas proveen, y así proteger la economía (principalmente en épocas de inflación).

Un subsidio es la diferencia entre el precio real de un bien o servicio y el precio real cobrado al consumidor de estos bienes o servicios.

Existen diversos tipos de subsidio:Subsidios a la oferta (otorgados a los productores de bienes y

servicios).Subsidios a la demanda

Concepto elemental de Subsidio

Los subsidios reducen lo que paga el usuario por debajo del costo del bien o servicio. Pueden ser:

a) Subsidios directos: El Gobierno paga directamente una parte del servicio a algunos consumidores. En el mejor de los casos este subsidio debe aparecer dentro de la factura como una rebaja al precio normal, señalando quien lo paga y cual es la base del cálculo.

b) Subsidios cruzados (entre diferentes usuarios): En este caso la Empresa calcula su tarifa general (que cubre los costos totales) pero no cobra el mismo monto a todos los clientes. Algunos pagan más que el costo real, para permitir que otros paguen menos. El sector en su totalidad no esta siendo subsidiado; sino, algunos usuarios (quienes, se supone, son los menos necesitados) están subsidiando el consumo de otros usuarios (los supuestamente más necesitados).

Mecanismos de formación de precios de los servicios públicos

energéticosTarifa

Costo de Abastecimiento

Valor Agregado de Distribucion

Factura Usuario Final = Tarifa * Q + Tasas e Impuestos

Subsidio Subsidio

Subsidios al Costo de AbastecimientoEnergía Eléctrica

Composición de la Demanda de Energía Eléctrica y Precios Sancionados Res SE 1169/2008

Potencias Sector Fragmentación Participación PM ($/MWh)P < 10 kW Residencial E < 1000 kWh/bim 39% 31,1

E < 1400 kWh/bim 4% 61,1

E < 2800 kWh/bim 3% 90,1

E > 2800 kWh/bim 1% 150,1

AP 5% 37,8

P < 10 kW General E < 4000 kWh/bim 10% 60,5

E > 4000 kWh/bim 3% 70,2

10 < P < 300 Grandes Usuarios 20% 70,2

P > 300 kW Grandes Usuarios 15% 100,3

58,2

49,318%

Precio promedio sancionado 1169/2008

Precio promedio sancionado anteriorIncremento

Fuente: CAMMESA


Fuente: CAMMESA

Costo Medio Monómico Real de la Energía (MEM) - Variación Anual - Precio Sancionado

Costo Medio Monómico Real de la Energía (MEM) - Variación Anual

Precio Sancionado

0

50

100

150

200

250

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

$/M

Wh

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

%

Precio Medio Energía

Precio Sancionado

Variaciòn

Sistema Divergente

El sistema de formación de Costos de Generación medido por el Precio Medio Monómico Real y el Precio Sancionado (PS) es DIVERGENTE, tiende a aumentar con el paso del tiempo si no se ajusta el PS.

La diferencia de precios, para el 85% de la demanda de energía eléctrica genera la necesidad de cubrir los montos faltantes con fondos no reintegrables procedentes del Tesoro Nacional desde el año 2007.


Año Demanda PMMR PS DifGWh $/MWh $/MWh Miles $

2005 92387 66 49,3 1.311.433 2006 97595 91 49,3 3.459.255 2007 102968 130 49,3 7.063.090 2008 105943 168 49,3 10.689.119 2009 104604 180 58,2 10.829.652 2010 108893 192 58,2 12.384.374

Fuente: CAMMESA y Elaboración Propia

A partir del año 2006 se acentúa el ritmo de incremento en los costos de Generación, como consecuencia de:

a) Mayor utilización de combustibles líquidos en reemplazo de gas natural;

a) Incremento de los precios internacionales del petróleo;

a) Se comienzan a instalar TG Ciclo Abierto y Grupos Diesel, potenciando aún más el consumo de combustibles líquidos

Los requerimientos al Tesoro Nacional son crecientes:

Hasta el año 2006 las diferencias eran solicitadas como préstamos reembolsables, previendo la readaptación del mercado a fines de ese año.


El precio internacional del petróleo cae en 2009 y vuelve a recuperarse este año, acercándose a los 80 u$s/barril, la tendencia es un crecimiento futuro del orden de los 10 u$s/barril-año, los productos derivados siguen una correlación casi exacta con el crudo.


Evolución del Precio Spot WTI 2002 - 2010 (setiembre)

0,0010,0020,0030,0040,0050,0060,0070,0080,0090,00

100,00110,00120,00

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

U$S

/bar

ril

Fuente: BP Statistical Review; Platt's, Oilnergy, EIW

Consumo de Gas Oil para Generación de Energía Consumo de Gas Oil para Generación de Energía EléctricaEléctrica

Consumo de Gas Oil para Generación de Energía Consumo de Gas Oil para Generación de Energía EléctricaEléctrica

La demanda de gas oil para generación de energía eléctrica crece en forma continua, para el año 2010, una proyección conservadora indicaría un consumo de 1,7 millones de m3, un 70% superior al del año anterior.

Fuente: CAMMESA


Consumo de Gas Oil para Generación de Energía Eléctrica

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Mil m3

En 2007 esta diferencia fue de 6.000 millones de $.

En 2008 y 2009, fueron 10.100 millones de $.

En el Presupuesto Nacional para el año 2011, se requieren 11 mil millones de pesos como Transferencias al Sector Privado para financiar Gastos Corrientes (combustibles + contratos de abastecimiento + importaciones). La cifra final dependerá del precio del petróleo internacional y del incremento de la demanda de energía eléctrica.

Este sistema es claramente divergente: tiende a agravarse con el transcurso del tiempo.


El PEN ratifica Actas de Acuerdo de la Renegociación Contractual a partir de febrero 2007 para Distribuidoras de electricidad de jurisdicción nacional.

Régimen Tarifario de Transición: aumento del 23% sobre los costos propios de producción, con impacto que no supere el 15% de la tarifa media. Distribuidoras de Electricidad jurisdicción nacional.

Residenciales T1R1 y T1 R2: no tienen aumentos;Generales: CFijo: 50%, CVariable: 30%;Alumbrado Público: 16%;Grandes Usuarios: Cargos por potencia fuera de pico – 63%; Cargos por potencia pico – 19% a 50%; Energía: 8%

Valor Agregado de Distribución Energía Eléctrica

A partir de Julio 2008, se sancionan nuevos aumentos tarifarios sobre el VAD en jurisdicción nacional que reconoce incrementos de precios en la economía con impacto sobre los costos del servicio (esencialmente salarios);

Estos aumentos ya alcanzan a los usuarios Residenciales según una nueva segmentación:

a) > 650 kWh /bimestre – no tienen aumento;b) 650 > kWh > 800 – promedio 10%;c) 800 > kWh > 900 – promedio 15%;d) 900 > kWh > 1000 – promedio 20%;e) 1000 > kWh > 1200 – promedio 25%;f) < 1200 kWh – promedio 30%;g) Generales y Grandes Usuarios – promedio 10%

Se pospone la Revisión Tarifaria Integral (RTI) a Febrero de 2009, actualmente no existe una fecha oficialmente fijada, pero la fecha objetivo sería Febrero 2010.


Variación de los Cargos Tarifarios Julio 2008


No es posible calcular el monto de subsidios al VAD en distribución hasta tanto se realicen las RTI en las distintas jurisdicciones.

Estructura de Costos de AbastecimientoGas Natural

La estructura de costos de abastecimiento de gas natural es la siguiente:

Precios según Origen 2010

Precios Promedio del Gas Natural a Productores u$s/Mbtu

Cuenca NOA 2,5

Cuenca Austral 1,5

Cuenca Neuquina 2,4

Precio Gas Natural importado de Bolivia 7,6Precio GNL importado 8,1

Fuente: Daniel Gerold – Precio del Gas Natural en Boca de Pozo en Argentina – Set 2010; y Mauricio Cordiviola: Tarifas de Gas Natural, Diagnóstico y Alternativas de Normalización – Oct. 2010.

Precio del Gas Natural que paga la demanda

La estructura de precios del gas natural que paga la demanda en 2010 puede clasificarse de la siguiente forma:

Fuente: Daniel Gerold – Precio del Gas Natural en Boca de Pozo en Argentina – Set 2010; y Mauricio Cordiviola: Tarifas de Gas Natural, Diagnóstico y Alternativas de Normalización – Oct. 2010. Estimaciones Propias

Pecio del Gas Industria en Boca de Pozo u$s/Mbtu

Cuenca NOA 3,2

Cuenca Neuquina 2,9

Cuenca Golfo San Jorge 2,1

Cuenca Austral 1,8

Precio del Gas Residencial u$s/Mbtu

R1/R2 0,34

R 3.1, R 3.2 0,63R3.3, R 3.4 0,95

Precio del Gas Natural para Generación de Electricidad u$s/Mbtu

Cuenca Neuquina 2,7

Cuenca Austral 2,4Cuenca NOA 2,5

Estructura de la demanda de gas natural

La estructura de la demanda de gas natural estimada para el presente año, en función de los datos producidos en el período Enero – Agosto y las proyecciones hasta fines de año estimadas en base al comportamiento estacional histórico de la demanda es la siguiente :

Fuente: ENARGAS, Estimaciones Propias

Durante el período Enero – Agosto 2010 la producción local de gas natural disminuyó un 3,1% respecto del mismo período del año anterior.

Período Enero-Agosto 2010 2009 Variación

Sector Miles de m3 Miles de m3

Residencial 11.809.319 10.834.238 9,0%

Industrial 11.918.551 11.800.546 1,0%

Centrales Eléctricas 10.577.015 12.443.547 -15,0%

GNC 2.659.198 2.632.869 1,0%Total 36.964.084 37.711.200 -2,0%

Subsidios al Costo de Abastecimiento Gas Natural

De acuerdo a la estructura de precios que paga el consumo de gas natural en promedio, el volumen que se estima será comercializado durante el año 2010, y el costo de abastecimiento estimado, puede observarse en el cuadro siguiente la recaudación global promedio del año y el monto percibido por la Oferta :

Sector económico de consumoMonto Pagado

por DemandaOrigen gas natural

Monto Recibido

por la OfertaMiles de u$s Miles de u$s

Residencial R1/R2 118.968 Productores NOA 410.712

Residencial R3.1 41.542 Productores Austral 451.783

Residencial R 3.4 18.575 Productores Neuquina 1.807.133

Industrial 1.150.361 Productores Golfo San Jorge 225.892

Centrales Eléctricas 1.015.393 Importación Bolivia 428.623

GNC 73.867 Importación GNL 378.000Total 2.418.706 TOTAL 3.702.142

La diferencia puede ser considerada como el subsidio a ser reintegrado desde el Tesoro Nacional y se estima para el presente año en 1.300 millones de u$s


La diferencia puede ser considerada como el subsidio a ser reintegrado desde el Tesoro Nacional y se estima para el presente año en 1.300 millones de u$s.

En el Presupuesto de la Nación 2011, se prevé transferir del Tesoro a ENARSA un monto de $ 4.000 millones. Son muy poco transparentes los mecanismos por los que ENARSA subsidia el consumo de gas natural.

Las importaciones de gas natural de este año fueron estimadas de la siguiente forma:Importaciones desde Bolivia 1.522 millones de m3;Importaciones de GNL 1.260 millones de m3 (*)

(*) De acuerdo a la información disponible corresponde a 14 barcos de GNL de 150.000 toneladas durante el año.


Los factores que tienden a hacer divergente el actual sistema de precios, si no se incrementa el PIST, y como consecuencia incrementar en el futuro el monto de los subsidios son los siguientes:

a) Incremento de la Demanda, en particular la Residencial;

b) Caída de la Producción local de gas natural (la tasa de declinación está aumentando);

c) Incremento de precios al productor local;

d) Incremento de los requerimientos de importación de gas natural, en particular GNL (los precios internacionales tienen un elevado componente de incertidumbre asociado a la evolución de la producción de gases no convencionales en USA);

e) Incremento de los precios internacionales del petróleo (fórmula de reajuste de las importaciones de gas natural de Bolivia)

Otros Subsidios al Gas Natural

Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas (Ley 25.565 – Presupuesto Año 2002)

Tiene como objeto financiar: a) la compensación de tarifas en la Patagonia, en el Departamento Malargüe de la Provincia de Mendoza y en la "Puna", lo perciben las distribuidoras o subdistribuidoras por la aplicación de tarifas diferenciales a los consumos residenciales, y b) la venta de cilindros, garrafas o gas licuado de petróleo, gas propano comercializado a granel en las mismas zonas.

Este Fondo se constituye con un recargo del 7,5% sobre el PIST (9.300 Kcal/m3) en todo el país.

Es un subsidio cruzado, tiene una duración de diez (10) años.

En el Presupuesto Nacional 2011 se prevé un ingreso a este Fondo de $ 274 millones.

Otros Subsidios al Gas Natural

Fondos Fiduciarios para Atender las Necesidades de GLP de Sectores de Bajos Recursos y para la Expansión de Redes de Gas Natural (Ley 26.020).

Financiar la adquisición de gas licuado de petróleo en envases para usuarios de bajos recursos y la expansión de ramales de transporte, distribución y redes domiciliarias de gas natural en zonas todavía no cubiertas.

Financia, en todo el territorio de las provincias de Corrientes, Chaco, Formosa y Misiones, y norte de la provincia de Santa Fe, un precio regional diferencial para los consumos residenciales de gas licuado de petróleo en garrafas de 10 Kg., 12 Kg. y 15 Kg.

Los recursos provienen principalmente de la Tasa de Fiscalización de la Industria yComercialización del Gas Licuado de Petróleo (empresas productoras).

En el Presupuesto Nacional 2011 se prevé un ingreso a este Fondo de $ 309 millones, sin embargo la ejecución presupuestaria del año 2009 muestra gastos corrientes de $ 513 millones. CEGLA prevé necesidades de financiamiento de 813 millones de $ para este programa en el año 2010.

Subsidios al Valor Agregado de Distribución – Gas Natural

Se avanzó muy poco en este aspecto con las empresas Distribuidoras y Transportistas de Gas Natural.

A diferencia del sector eléctrico, en el año 1997 las empresas de Transporte y Distribución de Gas Natural tuvieron la Revisión Tarifaria Quinquenal.

Gas BAN ha tenido aumento de sus tarifas como consecuencia del proceso de Renegociación, accediendo a un Régimen Transitorio con un incremento del 25% sobre la Tarifa de Distribución.

Como en el caso de los servicios regulados del sector eléctrico, para poder calcular el subsidio implícito en el VAD actual de las empresas de Distribución y Transporte de Gas Natural, se requiere un análisis detallado en la RTI.

Tarifa Social

De acuerdo a Fernando Navajas (FIEL), la definición de Tarifa Social es la siguiente:

Familia amplia de mecanismos de subsidio dirigidos a que los sectores de menores recursos puedan satisfacer sus necesidades básicas de servicios de infraestructura (consumo y acceso) a un costo razonable.

Dentro de los elementos Básicos de Diseño de Subsidios que el autor señala, menciono los siguientes:

Definir el Grupo Meta;Minimizar los errores de inclusión y exclusión;Progresividad del mecanismo de subsidio

Principales características del caso argentino:

Congelamiento de tarifas, Subsidios generalizados. Se parte de una situación de desequilibrio. Ausencia de esquemas a nivel federal y baja coordinación regulatoria con jurisdicciones provinciales. Baja calidad de políticas de focalización.

Tarifa Social

Santiago Urbiztondo (FIEL), indica también que siendo la Tarifa Social una herramienta posible de utilizar en condiciones de “eficiencia política” tendiente a evitar un daño mayor al conjunto de usuarios, y por el trato especial que esta confiere debe :

- estar correctamente focalizada,- definida de manera transparente,- respetar criterios de auto-selección y neutralidad para prestadores,- con magnitudes que se adapten al ciclo, y sin limitar la competencia potencial

Proyecto de Ley de Tarifa SocialSenado de la Nación

Régimen de Tarifa de Interés Social (TIS) y Acceso Solidario al Servicio (ASS)

Busca articular el Sistema Energético y el Sistema Social

Es producto del consenso de varios Proyectos presentados por Senadores de todos los partidos políticos representados en el Senado de la Nación.

Bienes y servicios que son alcanzados por este Proyecto de Ley:

Servicios Públicos de Suministro de Energía Eléctrica;Servicios Públicos de Suministro de Gas Natural;Suministro de GLP en Garrafas y Cilindros de hasta 45 kg


La Tarifa Social se aplica a sujetos con situación de vulnerabilidad socio – económica.

Se define como vulnerabilidad socio – económica una condición social de riesgo que inhabilita al individuo, familia o grupo en la satisfacción de sus necesidades de subsistencia y calidad de vida;

Indicadores de vulnerabilidad: composición , nivel de ingreso, estado de salud, , características habitacionales y acceso a otros servicios del grupo familiar.

Se determina el individuo o grupo Meta a través de encuestas especializadas, que permitan establecer un diagnóstico socioeconómico - ambiental.


Tarifa de Interés Social para Electricidad y Gas Natural:

a) exención a los usuarios beneficiarios del Impuesto al Valor Agregado;

b) exención a los usuarios beneficiarios del recargo establecido por la Ley Nº 23.681 (Fondo Provincial de Santa Cruz); en el caso de la electricidad o;

exención a los usuarios beneficiarios del Fondo establecido por el artículo 84 de la Ley Nº 25.725; en el caso del gas natural

c) una reducción del 50 % sobre los valores tarifarios, cargos fijos y variables, establecidos para los usuarios residenciales.

Costos a ser soportados por el Estado Nacional a través de aportes a ser incluidos en el Presupuesto General Anual de la Nación.


Tarifa de Interés Social para GLP:

a) exención a los usuarios beneficiarios del Impuesto al Valor Agregado;

b) el valor del GLP contenido en las garrafas y cilindros de hasta cuarenta y cinco (45) kilogramos no deberá

superar el precio equivalente que paga por la misma prestación el pequeño usuario residencial de gas natural por redes en cada periodo estacional y localización geográfica (Tarifa TR1), con la reducción determinada en el artículo 12 c) de la presente ley;


Costos Anuales Estimados con los cuadros tarifarios actuales:

Energía Eléctrica : 650 millones de $/año;Gas Natural: : 410 millones de $/año;GLP : 540 millones de $/año

Total : 1.600 millones de $/año

Considerando que el 40% de las pequeñas demandas residenciales acceden al Beneficio.

En el caso del GLP se toman los datos del Fondo Fiduciario Ley 26.020.

Conclusiones

Los subsidios al consumo de energía eléctrica y gas natural, de la forma en que están actualmente implementados los mecanismos de costos y precios implican aportes crecientes en el tiempo desde el Estado Nacional:

Para el año 2011 se estima necesario transferir fondos desde el Tesoro de la Nación. de acuerdo al Presupuesto de la Nación:

11.000 millones de pesos para sostener la operación del sector eléctrico;4.000 millones de pesos para sostener la operación del sector del gas natural;

Dada la universalidad y diferencia entre precios y costos, es muy dificultoso desmontar este sistema de subsidios.

Conclusiones

Dada la universalidad del subsidios y la diferencia entre precios y costos, va a ser muy difícil desmontar este sistema de subsidios.

La aprobación de una Ley de Tarifa Social, como la que hoy está en tratamiento en el Senado de la Nación permitiría focalizar y aislar a los sectores sociales en situación de vulnerabilidad socio – económica y aislarlos de futuros aumentos tarifarios. con un costo estimado en 2011 del orden de los 1.600 millones de pesos.

De esta forma sería posible aplicar mecanismos graduales de ajustes tarifarios para disminuir los subsidios al Costo de Abastecimiento, que se focalizan principalmente en los consumos residenciales, tratando de minimizar la conflictividad social.

Conclusiones

Aún quedan por cuantificar los subsidios sobre el VAD, lo que será posible una vez definidos los estudios conducentes a una RTI.

La política tarifaria de los servicios públicos de electricidad y gas natural y la solución de los desequilibrios generados por políticas inadecuadas están en el centro de las preocupaciones para solucionar la crisis energética estructural que afecta a nuestro país. Sus implicancias ya se proyectan sobre la evolución general de la economía.

Este es el desafío de la nueva política energética que la Argentina debe elaborar a partir de los consensos ya alcanzados.

Muchas Gracias!

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