Una cuestión relevante a mencionar es que cuando se producen períodos extensos de congelamiento en las tarifas de distribución, las empresas distribuidoras recurren a endeudarse con sus proveedores principales, en el caso de la energía eléctrica con CAMMESA y en el caso del gas natural con los productores

La política tarifaria y la definición sobre lo que pagamos los argentinos por la energía que consumen los hogares, comercios e industrias ha sido un tema en agenda casi permanente durante los últimos años. Por exceso de aumento o por falta del mismo los hacedores de política energética y la gestión macroeconómica de los distintos gobiernos no han logrado arribar a consensos sobre el nivel tarifario más adecuado para nuestra economía.

El impacto de las tarifas en las variables económicas es sustancial repercutiendo en: el nivel de subsidios, el gasto público, los precios, la distribución del ingreso y la competitividad industrial, entre otros. En cambio, si lo analizamos desde el sector energético, observamos que su indefinición también genera efectos: caída de las inversiones, falta de mantenimiento, deterioro de la calidad del servicio, ruptura de la cadena de pagos, caída de la producción local de gas y aumento de las importaciones, este último contribuyendo significativamente a la restricción externa.

La toma de decisiones respecto de las tarifas se vuelve como mínimo compleja, ya que cuando se mejora una variable se afecta negativamente a la otra, condición que obstaculiza la posibilidad de arribar a acuerdos y complejiza muchísimo la coordinación. Un punto de partida en el debate energético es comprender qué hay detrás de la tarifa y cuáles son los componentes más relevantes.

¿Cómo se compone la tarifa?

Empecemos por su estructura. La tarifa se compone de tres partes, el costo mayorista de la energía en su etapa de producción (generación eléctrica o extracción de gas), el transporte que permite acercar la energía a los centros de consumo y la distribución que finaliza la cadena entregándonos la misma lista para su uso en nuestras viviendas o unidades productivas.

Costo mayorista

El primer componente es lo que le cuesta a la distribuidora adquirir la energía eléctrica o el gas que va a vender a sus usuarios. Este costo se traslada en su totalidad a la tarifa -es lo que en economía conocemos como un pass through- y representa aproximadamente entre el 35% y el 50% de la tarifa total.

En el caso de la energía eléctrica el precio mayorista es el precio estacional sancionado por la Secretaria de Energía. En este punto se encuentra uno de los ejes centrales del problema tarifario, y fiscal, ya que el precio que se traslada a tarifas es menor que el costo real de generar esa energía. Durante los primeros ocho meses del 2021 los usuarios pagamos en promedio un 36% del costo que afronta CAMMESA (la administradora del mercado eléctrico) para generar energía. La diferencia entre el precio pagado por los usuarios y el costo total de la energía que consumimos es pagada por el Estado nacional, mediante transferencias a CAMMESA presupuestadas para 2021 en $531.750 millones, representando un 1,3% del PIB. Es importante subrayar, para evitar errores frecuentes, que este subsidio es el mismo para todo el país.

El peso de la distribución en la tarifa final se ubica entre el 40 y el 50%. Esta porción remunera a las empresas distribuidoras para cubrir los costos de operación y mantenimiento de la red y para garantizar la realización de inversiones

Por otra parte, en el caso del gas natural es el Precio en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) el que se traslada a la tarifa final. Si bien este precio se ha definido de distintas formas durante los últimos años, veamos brevemente la situación actual. A partir de 2019 se firmaron contratos anuales dolarizados cuyo precio promedio (4,6 USD/MMBTU) fue trasladado a tarifas en abril 2019. Actualmente, en los cuadros tarifarios de gas pagamos ese pass through de 2019, que al tipo de cambio actual equivale a un precio promedio de 1,9 USD/MMBTU.

Debido al declino de la producción local de gas, desde el año 2013 se mantuvieron vigentes distintos esquemas de subsidios a la producción gasífera (convencional y no convencional) para incentivar la inversión local y garantizar el abastecimiento. El Estado nacional mediante estos subsidios cubre la diferencia entre lo que pagamos los usuarios y el precio que reciben los productores. Desde fines del 2020 está vigente el Plan Gas IV, el cual consiste en contratos de cuatro años entre productores y distribuidoras a un precio de 3,6 USD/MMBTU. En el presupuesto 2021 los subsidios proyectados para la producción de gas ascienden a $86.279 millones (el 0,2% del PIB).

Pero para abastecer la demanda interna no alcanza con la producción local, para cubrir el déficit de oferta importamos gas desde Bolivia y Gas Natural Licuado (GNL). Durante el primer semestre del año las importaciones cubrieron en promedio el 28% de la demanda local. El precio de importación (9 USD/MMBTU) es muy superior al precio trasladado en la tarifa, y la diferencia la cubre el Estado por medio de un subsidio presupuestado en $198.142 millones para 2021 (0,5% del PIB).

Transporte y distribución

Tanto el transporte como la distribución son servicios públicos regulados, por lo tanto la definición de esta parte de la tarifa queda en manos de los entes reguladores. Los ingresos tarifarios de las transportistas deben cubrir los costos de operar y mantener la red de transporte ya sean las líneas eléctricas de alta y media tensión o los gasoductos que transportan el gas desde los yacimientos productivos hasta las ciudades. El ENRE sanciona las tarifas de transporte eléctrico que se trasladarán a todos los usuarios del país y en el caso del gas natural es el ENARGAS el responsable de esta tarifa.

Finalmente la distribución es el último componente, su peso en la tarifa final se ubica entre el 40 y el 50%. Esta porción remunera a las empresas distribuidoras para cubrir los costos de operación y mantenimiento de la red y para garantizar la realización de inversiones. En el caso del gas natural el ente regulador fija el margen de distribución de las empresas de todo el país. Por el contrario, en la energía eléctrica el valor agregado de distribución (VAD) es fijado por el ente regulador de cada provincia, y por el ENRE para el caso de EDENOR y EDESUR. Este componente explica las diferentes evoluciones y niveles en las tarifas eléctricas entre las distintas provincias.

Actualmente la tarifa se encuentra en una etapa de transición, según lo establecido por el Decreto 1020/2020. Tanto las tarifas de transporte, como las tarifas de distribución bajo la regulación del ENRE y del ENARGAS deben revisarse y renegociarse hasta tanto se realice una próxima RTI (Revisión Tarifaria Integral) que reemplace a la efectuada por la gestión anterior.

Una cuestión relevante a mencionar es que cuando se producen períodos extensos de congelamiento en las tarifas de distribución, las empresas distribuidoras recurren a endeudarse con sus proveedores principales, en el caso de la energía eléctrica con CAMMESA y en el caso del gas natural con los productores. La acumulación de deuda y la permanencia en el tiempo de este tipo de financiación produce la ruptura de la cadena de pagos y provoca un aumento de los subsidios a CAMMESA por sobre lo previsto. Un ejemplo de esto fue la inclusión en el presupuesto 2021 del artículo 87 que condonaba parte de las deudas de las distribuidoras con CAMMESA.

Sintonía Fina

Como hemos visto, en el primer eslabón de la tarifa se encuentra la mayor parte de los subsidios que recibimos en nuestra factura tanto eléctrica como de gas, es decir que lo que pagamos está lejos de ser lo que efectivamente cuesta producirla. Pero por otra parte, si bien en la distribución no hay un subsidio explicito, mediante la ruptura de la cadena de pagos se incrementa en los hechos el monto de subsidio.

Mucho se dice sobre la regresividad en términos distributivos de la estructura actual de subsidios y la necesidad de segmentar las tarifas de acuerdo al nivel de ingresos, pero poco se dice de las dificultades que eso conlleva y de la falta de herramientas para realizarlo correctamente. Sin duda, una segmentación precisa es algo que va a llevar tiempo y que requiere del desarrollo de capacidades del Estado y mejoras en las bases de usuarios de las empresas, ambas cosas de resolución no inmediata.

Si bien la necesidad de comenzar a transitar el camino de la “sintonía fina” se vuelve imperiosa, no se puede hacer sin observar la situación económica y social en la que nuestro país está inmerso. La discusión sobre las tarifas como una herramienta de política económica versus el sector energético como un compartimiento aislado de la realidad económica del país, es una falsa dicotomía.

Es imprescindible hacer el esfuerzo para coordinar una salida planificada y de largo plazo que permita solucionar la problemática tarifaria que pasó de ser una traba transitoria a convertirse en estructural.

Fuente: BaeNegocios