NESTOR SCIBONA
Los próximos aumentos en gas y electricidad relegan a un segundo plano varios cambios clave que se están produciendo en el sector.
Las dos audiencias públicas de esta semana para continuar el cronograma de subas semestrales en gas natural y energía eléctrica no tendrán el voltaje político del año pasado, pero sus efectos micro y macroeconómicos tampoco serán indiferentes. Más bien son el correlato de la política de "gradualismo permanente" aplicada para recomponer en cuatro años los precios relativos de la energía (por encima de la inflación) y a la vez reducir los subsidios, el único rubro que baja significativamente dentro del gasto público nacional.
En lo formal, la primera audiencia de este martes apunta a convalidar el precio de inyección del gas natural en gasoductos, en línea con el fallo de la Corte Suprema que obligó a hacerlo por esta vía al tratarse de un mercado regulado. Sin embargo no será una novedad, ya que responde al sendero ascendente fijado en 2016 y se extiende hasta fin de 2019 (salvo en la Patagonia, La Pampa, la Puna y Malargüe, donde llega hasta 2022). A partir del 1º de diciembre y hasta abril de 2018, el "precio-objetivo" se mantendrá en US$ 6,80 por MMBTU (unidad de medida), aunque al sólo efecto de calcular la reducción progresiva de los subsidios estatales. En promedio, estos bajarán de 45% a 38% (y de 78 a 75% en las zonas diferenciadas), computando la tarifa social que abarca a 1,8 millón de hogares conectados a las redes de gas.
Como en un subibaja, a menores subsidios habrá mayores precios y tarifas. Pero el precio por metro cúbico y también el porcentaje subsidiado, serán diferentes para las distintas categorías de consumidores residenciales y no residenciales.
El precio variará entre el equivalente de US$ 1,73 y 5,73/MMBTU, con un promedio de US$ 4,19 que supone un aumento de 11,1% respecto del actual (US$ 3,77). Como también se ajustarán las tarifas de transporte y distribución por el índice de precios mayoristas (en función de la revisión tarifaria integral presentada en la última audiencia), se estima que este doble efecto significaría en las facturas de Capital Federal y Gran Buenos Aires un incremento del orden de 30/40%.
No será retroactivo a octubre, cuando el cronograma se postergó para que no coincidiera con las elecciones legislativas. En cambio, aún debe definirse cómo se computará este rezago y también el tercer tramo del ajuste fijado en abril (subdividido en tercios) trasladado para el mismo mes de 2018 y que coincidirá con el próximo aumento semestral.
Una situación similar se repite en la electricidad, aunque con una perspectiva más difusa. El documento que el Ministerio de Energía subió a su página web para la audiencia pública no incluye el precio del gas para las usinas térmicas que representan el 40% de la demanda, está subsidiado en 50% y es clave para determinar el valor mayorista de generación. Se descuenta que será anunciado el viernes en la segunda audiencia, convocada formalmente para definir el precio estacional de la energía eléctrica y la baja de subsidios hasta abril, aunque en realidad apunta a quedar a cubierto de los amparos judiciales que proliferaron en 2016.
De ahí que hasta entonces los cálculos se dibujen en el aire. Si el actual precio mayorista, equivalente a $ 640 por MWh (frente a un costo de generación de $ 1300) se ubicara entre $ 800/900, el ajuste por mayores costos pautado para las tarifas de distribución tendría un impacto en las facturas que oscilaría en promedio entre 25 y 30%, con fuertes diferencias por categorías. También aquí queda pendiente para abril un tercio del aumento de este año. Con precios y tarifas más altas, los subsidios al gas natural bajarán al equivalente de US$ 1097 millones en 2018 (frente a US$ 5700 millones en 2015 y US$ 2227 millones en 2017), según el documento oficial del MEM. Además, como los impuestos nacionales, provinciales y municipales que se cargan a las facturas son porcentuales, la recaudación sube proporcionalmente con contribuyentes cautivos.
Probablemente por esta razón el Gobierno incluyó en la reforma tributaria que el impuesto a las naftas y el gasoil pase a ser de suma fija, a diferencia del actual ad valorem. Los precios quedaron liberados debido a la suba internacional del petróleo, que no sólo puso fin al valor sostén ("barril criollo") dos meses antes de lo previsto, sino que desde entonces no dejó de subir. De ahí que el cambio apunte a evitar una mayor presión tributaria, o al menos excesiva volatilidad en los precios, aunque todavía no está definido qué proporciones corresponderán a este gravamen y a la carga diferenciada por contaminación ambiental.
Claro que esta combinación de aumentos de combustibles y ajustes semestrales progresivos de tarifas de energía (a las que se sumará en 2018 el transporte público, de forma mucho más gradual), tiene impacto directo e indirecto en los índices de precios. Y complica la meta del Banco Central de bajar la inflación al 10/12% anual en 2018 a fuerza de subir la tasa de interés real (y deprimir el tipo de cambio) como única herramienta. A tal punto que pasó a ser materia opinable dentro del Gobierno si no sería preferible elevarla en unos tres puntos para incluir la inercia de este año, aunque el titular del BCRA está más preocupado por la inflación "núcleo", que no incluye los precios regulados.
Todos estos elementos, más las negociaciones por las reformas fiscal, tributaria y laboral, no sólo ocuparán buena parte del debate económico en las próximas semanas, sino que desvían de la atención pública varios "cambios permanentes" que se están produciendo en el sector energético.
Por ejemplo, el fin de la ley de Emergencia Económica después de 15 años significará un impulso extra a las inversiones privadas. Ya están en marcha, con su régimen específico, 59 proyectos de energías renovables (principalmente solar y eólica), que aportarán al sistema eléctrico unos 2400 MW de potencia instalada y este mes se adjudicarán otros 1200 MW de la última ronda. Paralelamente, en 2018 se completará el ingreso de 3100 MW de generación térmica, licitados para aumentar la oferta a corto plazo (turbinas de gas y motogeneradores) con costos más altos y financiación propia. Por primera vez en muchos años, el parque eléctrico recuperó este año un margen de reserva, mientras las empresas distribuidoras se pusieron al día con los pagos (sin subsidio) a las generadoras y en el área metropolitana las inversiones -junto con un menor consumo- permitieron reducir en 34% promedio los cortes de luz.
En gas natural, la compañía Tecpetrol anunciará a comienzos de 2018 el ingreso de 5000 millones de metros cúbicos diarios de gas natural provenientes de Vaca Muerta, donde ya explota el yacimiento no convencional Fortín de Piedra con un plan de inversiones por US$ 2300 millones hasta 2019, que incluye 2000 nuevos empleos y una planta separadora. Ese volumen, que prevé duplicar, representa inicialmente el 10% de la producción total del país. Se inyectará en el gasoducto Loma de la Lata, actualmente subutilizado por la declinación productiva del yacimiento del mismo nombre, que hace más de 30 años produjo el boom gasífero que se diluyó hace cinco.
La suba del precio del petróleo afecta a los consumidores, pero promete reactivar el año entrante la explotación secundaria y terciaria de yacimientos convencionales. Sería una buena noticia tras la caída productiva de este año (-6,9% interanual en petróleo y -0,8% en gas) atribuida a la inercia de la fuerte desaceleración de la actividad en 2016.
Mientras tanto, las distribuidoras eléctricas cruzan los dedos para que diciembre no sea un mes extremadamente caluroso, porque no desapareció el riesgo de cortes y hasta tropiezan con dificultades para avanzar en las inversiones comprometidas (entre US$ 200 y 300 millones anuales) por los problemas de sus contratistas en conseguir mano de obra no calificada. No es fácil, ni mucho menos gratuito, salir en cuatro años del populismo energético que se extendió a lo largo de doce.
