Las nuevas audiencias por el precio del gas, entre lo coyuntural y lo estructural. Un nuevo deja vu.
Por: Gustavo Lahoud
Entre el 13 y el 16 de noviembre de 2017, se llevaron a cabo en distintas ciudades del país, nuevas audiencias públicas para considerar los aumentos pendientes en los segmentos de extracción, transporte y distribución de gas natural, en línea con el denominado sendero de precios que se estableció desde la primera y recordada audiencia de septiembre de 2016.
En esta ocasión, la indisimulable sensación de “simulacro” en que se han convertido estas audiencias, ha quedado aún más en evidencia, ya que uno de los primeros aspectos a señalar es que el Gobierno nacional, a través de las autoridades del Ministerio de Energía y Minería, se presenta al sólo efecto formal de “anunciar” los nuevos valores que rigen para el gas en boca de pozo según el sendero de precios aprobado hace más de un año y los correspondientes traslados de esos valores a las tarifas de transporte y distribución de gas natural, en función del proceso de Revisión Tarifaria Integral puesto en marcha a fines de 2016. Por ende, se trata de una nueva edición de un espectáculo francamente lamentable, despojado aún de los mínimos visos de “participación ciudadana” de la que están investidas estas audiencias, ya que, amén de no ser legalmente vinculantes, ya se han transformado en espacios de “comunicación formal” de los pasos que el gobierno nacional adopta en la continuidad de la decisión política estratégica vinculada a la eliminación casi total de los subsidios en los servicios públicos de has y electricidad de cara a fines de 2019.
Nuevamente, los tradicionales participantes desde los organismos de derechos del consumidor y las distintas defensorías del pueblo, han dejado expresa nota de la grave vulneración al mismo espíritu que el fallo de la Corte Suprema de Justicia de la Nación estableció en agosto de 2016, en relación al funcionamiento y decisiones de las audiencias, ya que uno de los puntos centrales estaba relacionado a la adecuada información presentada con tiempos suficientes para elaborar diagnósticos y posiciones y al carácter progresivo, racional, proporcional, equitativo y asequible que los ajustes tarifarios deben asegurar. En concreto, estos dos grandes ejes han sido nuevamente puestos en cuestión a partir del señalado formalismo vacío de contenido en el que se han transformado estas instancias, lo cual reproduce un peligrosos y cínico diálogo de sordos que afecta gravemente las condiciones de accesibilidad presente y futura a bienes que son fundamentales para asegurar una calidad de vida digna a toda la población.
En ese contexto, veamos entonces los principales aspectos que debemos señalar en relación a las “decisiones” adoptadas en estas audiencias públicas.
En primer lugar, el Gobierno nacional anunció un nuevo ajuste en dólares en el precio del gas en boca de pozo, que es el valor al que se remunera a las empresas productoras del fluido. Como ya hemos informado en anteriores documentos, desde octubre de 2016 rige un esquema alcista de precios en dólares para el gas en boca de pozo, que se ajusta semestralmente. En esta ocasión, se ha anunciado en tercer ajuste, que lleva el precio de los u$s 3,77 por millón de btu, a los u$s 4,19 por millón de btu. Ello implica un aumento del 11,1% en dólares, que se suma a los dos primeros ajustes de octubre de 2016 y abril de 2017, que acumularon aumentos del 165% y 10% respectivamente. Así, entre octubre de 2016 y diciembre de 2017, en algo más de un año, el aumento del precio del gas en boca de pozo acumuló un 186% en dólares, lo cual habla de la magnitud del ajuste en proceso. Téngase presente que, hacia octubre-noviembre de 2019, deberíamos llegar al precio final de u$s 6,80 por millón de btu, que es un valor casi similar al precio de paridad de importación del gas, particularmente, de la variedad de GNL que llega por barcos a los puertos de Bahía Blanca y Escobar. El valor promedio del gas del que se partió en 2016, estaba en los u$s 1,29, y si se toma en cuenta el precio al que se espera llegar a fines de 2019, acumularíamos un ajuste brutal del 427%. Es importante tener en cuenta que el gas en boca de pozo expresa el 44% del valor final de una factura, por lo cual su incidencia es muy importante. Asimismo, debe recordarse que la propuesta original del gobierno a comienzos de 2016, se había orientado a cortar de cuajo los subsidios gasíferos, trasladando a los consumidores toda la carga de la decisión política. En ese contexto, se comenzaron a recibir facturas con aumentos superiores al 1000% o más, lo cual derivó en una reconfiguración del proceso, a resultas del cual, surgió el denominado sendero de precios, calificado como “camino gradualista” por el gobierno nacional. A la luz de los números señalados, tal gradualismo queda en la expresión de deseos de los funcionarios. También es importante indicar que, luego de esa reformulación, los aumentos de tarifas acumulados- los de octubre de 2016 y abril de 2017-, han implicado aumentos promedio del 400% al 500% para los usuarios residenciales, y del 500% al 700% para usuarios industriales y comerciales, lo cual habla de una recomposición que no ha guardado relación de proporcionalidad con ninguna de las variables relevantes a tener en cuenta, desde la evolución de la inflación minorista y mayorista, hasta los aumentos salariales acumulados en algo más de un año y medio.[1]
Un segundo aspecto a tener en cuenta, deviene de la misma información dada a conocer por el gobierno nacional, en lo que respecta a los precios remunerados tanto a los productores de gas natural como al que proviene de las diversas fuentes de suministro importado. Por un lado, los productores locales ha recibido durante 2017 un promedio de u$s 4,91 por millón de btu, cifra que es el resultado de ponderar lo que reciben por la extracción “vieja” o convencional, que se ubica en los u$s 2,49 por millón de btu, y la “nueva” o extracción incremental sobre los volúmenes históricos, que remunera a valores cercanos a los u$s 7,33 por millón de btu[2]. Básicamente, estos son los valores que estaban vigentes en 2016 con un leve retoque alcista, pero lo que las audiencias no han dejado en claro bajo ninguna circunstancias, es la relación que tienen estos valores con los costos de explotación de los campos gasíferos en la Argentina, tanto los convencionales como los no convencionales (tight gas y shale gas) de la cuenca neuquina. Téngase en cuenta que la producción local abastece el 74% de la demanda total y el restante 26% proviene de la importación. Ahora, ese 74% de producción nacional, se desagrega en un 75% que responde a extracción convencional y un 25% aproximadamente que es extracción de gas no convencional. Asimismo, sobre el universo de extracción convencional, no existen claras especificaciones sobre los volúmenes de extracción incremental que han podido obtenerse desde los volúmenes históricos, lo cual es un dato relevante, ya que el esquema de incentivos del Plan Gas estuvo relacionado a oferta adicional que los operadores pudieran asegurar en el mercado interno. Por ende, ¿todo ese 75% es remunerado al valor de u$s 2,49 por millón de btu?. ¿Cuánto de ese porcentaje de extracción responde a producción incremental? Este es un punto fundamental, ya que ningún usuario residencial, comercial o industrial- salvo los beneficiarios de la tarifa social- paga en sus facturas de gas valores en millón de btu que estén por debajo de los u$s 3, mientras que la extracción convencional recibe un pago promedio de u$s 2,49. En definitiva, ¿por qué los usuarios debemos cargar con esos sobrecostos?. Su evolución, ¿responde a auténticos análisis de costos de explotación?, ¿o se trata de márgenes de rentabilidad que se aseguran a los diversos sectores de la cadena gasífera?
A su vez, un tercer punto a señalar, refiere al 26% restante de oferta de gas natural que proviene de la importación. El 13% de esa cifra- la mitad- proviene de Bolivia, país al que le hemos remunerado un precio promedio de u$s 4,75 por millón de btu, lo cual está por encima de lo pagado en 2016, que estuvo en bandas que van desde los u$s 3 a u$s 4 por millón de btu. Otro 9% proviene de gas natural licuado por barcos, sector que ha recibido unos u$s 7,03 por millón de btu, mientras que un 3% de gasoil y fueloil recibió en 2017 una remuneración de u$s 10,62 y un 1% restante de gas proveniente de Chile, que se pagó a u$s 7,55 por millón de btu. Nuevamente, el gobierno nacional realiza las mismas cuentas que en ocasiones anteriores, y llega a un nuevo precio ponderado del gas en boca de pozo que se ubica en los u$s 5,43 por millón de btu, resultado de incluir el componente importado en la cuenta final.[3] En tal sentido, teniendo en cuenta que los valores de importación reflejan un cuarto de las necesidades de la demanda, nos parece injusto y arbitrario reflejar promedios de precios que o reflejan adecuadamente el componente predominante de la oferta nacional del fluido- que representa las tres cuartas partes-, ni tampoco refleja una pertinente evaluación de la política de precios a la luz de la relevancia de las dimensiones de acceso y asequibilidad en las políticas públicas vinculadas a servicios estratégicos como el gas natural, que configura en sí mismo un insumo fundamental para la actividad económica como así también un derecho humano inalienable. Por cierto, tomamos la problemática desde una filosofía totalmente distinta a la orientación promercado indicada por el paradigma de la seguridad energética que guía a la administración Cambiemos, lo cual pone sobre la mesa que no se trata sólo de justipreciar los componentes o dimensiones vinculada a la eficiencia y a las adecuadas señales de precios, sino que resulta fundamental tener en cuenta llos aspectos relacionados a las políticas de acceso. Y ello, es aún más acuciante, cuando el esquema de producción gasífera ha funcionado- en los últimos cinco años- al compás de ingentes sumas de dinero público que el Estado nacional les transfirió a las empresas en carácter de subsidios por el Plan Gas. Tal es así, que entre 2013 y 2017, la empresas han embolsado alrededor de u$s 7.500 millones de dólares, lo cual señala, a todas luces, la inconsistencia y el sesgo corporativo y concentrado de la gestión pública encarada en materia gasífera[4]. Por ende, si se considera que el horizonte de precios al que se pretende llegas a fines de 2019- u$s 6,80 por millón de btu-, no sólo se intensifica el proceso de recorte de subsidios, sino que se consolida un horizonte sostenido de aumentos de precios en dólares, escenario que está desenganchado de los costos de explotación de las áreas de producción de gas natural en Argentina.
Un cuarto aspecto a tener en cuenta, es todo lo relacionado con el impacto de estos nuevos ajustes en las tarifas residenciales, comerciales e industriales en los segmentos del mercado gasífero, como así también lo vinculado a la tarifa social y al Plan Hogar de garrafas subsidiadas. U primer punto refiere a los aumentos promedio que se han informado en las audiencias públicas recientemente realizadas. Loa justes oscilan entre un 40% y u 58% promedio en todo el país, y lo que se puede observar es que se ha aplicado, nuevamente, un criterio más bien regresivo, ya que el mayor aumento relativo- del 58%-, lo pagan los usuarios que se ubican en el nivel más bajo de consumo, mientras que los usuarios que están en el grupo de mayor consumo, afrontan un ajuste del 40%. Esta es una tabla indicativa de lo que podría efectivizarse en los montos a pagar:
| Categorías de usuarios residenciales | Promedio consumo mensual (m3) | Nueva tarifa mensual ($) |
| R1 | 25 m3 | $201 (+58%)/ Anterior: $127 |
| R2 | 56 m3 | $370 (+55%)/ Anterior: $239 |
| R2-2 | 70 m3 | $478 (+55%)/ Anterior: $309 |
| R2-3 | 85 m3 | $596 (+55%)/ Anterior: $384 |
| R3-1 | 105 m3 | $892 (+44%)/ Anterior: $618 |
| R3-2 | 130 m3 | $1.067 (+45%)/ Anterior: $738 |
| R3-3 | 150 m3 | $1.456 (+47%)/ Anterior: $993 |
| R3-4 | 210 m3 | $2.342 (+40%)/ Anterior: $1.670 |
Fuente: elaboración propia sobre información del Enargas y de lo expresado en las audiencias públicas de noviembre de 2017.
Las primeras cuatro categorías de consumo explican el 55% del total de usuarios, mientras que la última categoría- R3-4-, abarca el 11% del total. El 34% restante, corresponde a las tres categorías intermedias, que han afrontado incrementos que están en el orden del 45%.[5]
Un segundo elemento a señalar, es lo que pagan las categorías de usuarios residenciales expresado en dólares por millón de btu. Las cuatro primeras categorías (R1 a R2-3), pagan u$s 3,17 por millón de btu con los nuevos ajustes. Las categorías intermedias (R3-1, R3-2, R3-3) pagan u$s 4,63 por millón de btu, mientras que la última (R3-4), abona u$s 5,73 por millón de btu.
Aquí es necesario advertir un dato realmente preocupante; en efecto, los tres rangos de precios promedio del gas en millón de btu que son pagados desde diciembre de 2017 por las categorías de usuarios residenciales, representan ajustes del 146%, 259% y 344% respectivamente, en relación al precio de base vigente hasta fines de 2015, que es de u$s 1,29 por millón de btu. Recuérdese las cifras que se remuneran a los productores de gas natural convencional o “viejo” (u$s 2,49 por millón de btu) y veremos que todas las categorías de usuarios, ya ven reflejado en sus facturas precios del gas que siguen la tendencia alcista en dólares marcada por el sendero establecido, de modo tal que la inequidad de base del esquema queda expuesta de forma más clara.[6]
Un tercer aspecto es la cuestión de la tarifa social, los premios por ahorro en consumo de gas y los nuevos valores de la garrafa bajo el Plan Hogar. Respecto a la tarifa social, se han establecido criterios más restrictivos, ya que no bonificará el 100% del gas consumido para aquellos usuarios que superen el umbral de consumo de la categoría R1, la más baja. Ese umbral está en los 25 m3 promedio por mes. Ello supone que el beneficiario de la tarifa social accederá a un consumo gratuito hasta los primeros 25 m3, mientras que un segundo bloque de consumo de otros 25 m3, tendría descuentos del 25% sobre el precio pleno fijado para esa categoría de usuarios sin tarifa social. Asimismo, para lograr una reducción del 10% de la tarifa, deben alcanzarse niveles de ahorro cercanos al 30% en relación al mismo período de 2015, lo cual supone condiciones más estrictas para el usuario, al que se lo incentiva a ahorrar más en un contexto en el que ya ha afrontado aumentos muy fuertes, sus salarios sean ajustado en niveles muy inferiores a los conocidos por los ajustes en los servicios públicos y, por último, se busca que genere ahorro en comparación con el invierno de 2015, que fue uno de los períodos invernales más duros de los últimos años. Téngase en cuenta que el universo de usuarios alcanzados por la tarifa social en gas natural alcanza a 1.800.000, cifra que representa algo más del 20% del total de usuarios de gas natural por redes[7]. En tal sentido, ¿25 m3 representa un umbral de consumo digno? Pregunta fundamental para hacer en este contexto, en el que se siguen dando señales de precios dirigidas no sólo al sector empresarial, sino a los sectores sociales con más recursos económicos.
En lo que hace a la garrafa social, la de 10 kg se aumenta de $135 a $185, lo cual representa un aumento del 37%, pero el mayor aumento se registra en el componente de precio que no está subsidiado, y que debe ser afrontado por los 2.700.000 usuarios de garrafas. En efecto, mientras que hasta ahora el usuario pagaba $20 sobre el total del valor de la garrafa- $135-, con los nuevos valores debe pagar $39, es decir, un 95% más, cuando el nuevo valor de la garrafa de 10 kilos- $185-, registró un ajuste de tan sólo el 37%, como se manifestó antes. Inequidad manifiesta.[8]
En lo que respecta a las empresas transportistas y distribuidoras, en diciembre de 2016, luego de las audiencias públicas por la Revisión Tarifaria Integral para los próximos cinco años, se establecieron aumentos del 100% segmentados en tres períodos: un 30% en abril de 2017, u 40% que debe confirmarse a fines de 2017 y un 30% restante en abril de 2018. Pero como se acordó una variación por ajuste por inflación que tiene como referencia la evolución del índice de precios internos a por mayor (Ipim), las distribuidoras pueden sumar un 14% adicional a la tarifa, que se agrega al 40%- para llegar al 54%-, correspondiente al período abril-octubre de 2017.[9]
Por su parte, los aumentos para comercios e industrias oscilan entre el 38% y el 58%, lo cual suma complejidad a sectores que ya han sido castigados con aumentos tarifarios que no han bajado del 500% acumulado en los dos reajustes anteriores. Es importante destacar que sectores industriales como la Asociación de Consumidores Industriales de Gas (ACIGRA)[10], sostuvieron que precios del gas natural por encima de los u$s 5 por millón de btu, no sólo le quitan competitividad al sector, sino que, a la luz del sendero de precios alcistas en dólares, incorpora una restricción estructural futura para garantizar el acceso a energía a precios asequibles y competitivos. Asimismo, se advirtió sobre las distorsiones en materia de precios, ya que en la canasta que arma el gobierno, se incluye el precio del gas oil y el fuel oil, cuyos costos se pagan integralmente con la generación eléctrica. A su vez, desde marzo de 2016, las tarifas industriales promedio han acumulado aumentos superiores al 348% para los usuarios de Metrogas, y del 740% para los usuarios de Transportadora de Gas del Norte (TGN). EN un tono similar, la UIA- en la voz de Alberto Calsiano, su especialista en cuestiones energéticas-, advirtió que por la vía de las tarifas y del Plan Gas, hubo en los últimos cuatro años, una transferencia de recursos por más de u$s 8.000 millones a las productoras de gas, afectando gravemente la competitividad de la industria.[11]
A su vez, el gas natural comprimido (GNC) pasa de los u$s 4,44 por millón de btu a u$s 4,84 por millón de btu, lo cual representa un incremento adicional del 9%, sobre reajustes anteriores que han orillado el 300%.[12]
La convalidación de estos nuevos ajustes, implica que el Estado nacional pasa a hacerse cargo de un 38% del valor del precio de gas objetivo que ha sido fijado como meta del sendero de precios, lo que implica una reducción de 7% en relación al porcentaje vigente, que era del 45%. Todo este esquema, se aplica con características diferenciales para las regiones de la Puna, Patagonia y Malargue (Mendoza), que llegarán al precio objetivo fijado en 2022, tres años después del plazo indicado para el resto del país (2019).[13]
En conclusión, la tercera ronda de audiencias para la fijación de los precios y tarifas de gas natural en sus distintos segmentos, consolida el proceso de millonarias transferencias del sector público y del conjunto de la comunidad, a un reducido grupo de grandes empresas hidrocarburíferas, que gozan de condiciones excepcionales de control de mercado para captar rentas extraordinarias en los ciclos alcistas de precios de los hidrocarburos y, simultáneamente, conservan un gran poder de lobby para asegurar inversiones a través de subsidios multimillonarios sobre las espaldas de todos los argentinos.
Nuevos viejos cuestionamientos. Entre la falta de transparencia, los subsidios a las empresas y las restricciones en las políticas de acceso
En este contexto, siguen siendo válidas las preguntas que nos planteamos en las anteriores audiencias públicas: ¿el precio de paridad de importación sería un parámetro justo para la fijación del precio interno?. Ese precio, ¿debería ubicarse en un rango medio entre las referencias de importación? En todo este esquema, ¿cómo juegan los costos de explotación del gas natural en nuestro mercado? ¿Qué precio promedio interno podría asegurar rentabilidad razonable, continuidad de inversiones para asegurar abastecimiento y disponibilidad y, en los siguientes eslabones de la cadena, tarifas que remuneren costos de operación? Asimismo, teniendo en cuenta que existen programas de incentivos relacionados con la extracción adicional de gas natural, ¿se pueden discriminar los proyectos de “gas nuevo”, que remuneran a precios diferenciales hasta los u$s 7,5 por mmbtu, de aquellos que conforman la extracción base y que, hasta el presente, se remuneraban a valores menores? ¿Qué criterios determinan la rentabilidad media de los proyectos? En definitiva, ¿es viable y aceptable que todo el esquema productivo funcione con los parámetros de los precios de paridad internacional?[14]
En este punto, resulta significativo retomar un interrogante que el especialista de la Fundación Bariloche, Nicolás Di Sbroiavacca, pone en juego en relación al dilema costos, necesidades de inversión y mayor suministro e impacto tarifario. En efecto, “¿cómo reducir el impacto de la factura de gas sobre los ingresos de los hogares mientras a la vez queremos incentivar la industria hidrocarburífera en busca de gas?”[15] El autor señala un camino que compartimos, que es el fortalecimiento de YPF como empresa estatal testigo en el mercado. Y, en referencia a la tan mentada discusión sobre los costos de explotación del gas en boca de pozo, trabaja con estimaciones muy similares a las planteadas en este documento. En concreto, señala que en el Informe Financiero 2015 presentado por YPF ante la Security & Exchange Commission (SEC) de Nueva York a comienzos de 2016, la empresa informa que “… para producir un barril equivalente de petróleo erogó 18 U$S/bep (171,6 $/bep[16] de acuerdo a dicho informe)”[17]; asimismo, en un barril equivalente hay producción de petróleo y gas, y “…si distribuimos ese costo en función de los ingresos generados por las ventas del petróleo y gas producidos por YPF en el 2015, resulta que esos 18 U$S/bep se reparten de la siguiente manera: costo de producción del petróleo 27 U$S/barril, costo de producción del gas 1,9 U$S/MMBTU (casi 1 $/m3).”[18] Ese monto estimado en el cálculo de referencia, es similar a valores de países como Canadá. Y aquí estamos hablando de la empresa que es la responsable por el 85% de las inversiones en exploración y explotación de shale gas, shale oil y tight gas en 2015.[19]
A partir de estos razonamientos, el mencionado analista concluye que “… hay margen para establecer un precio a los productores que les permita cubrir los costos de producción y obtener excedentes para seguir explorando y desarrollando, y de ese modo generar un nuevo conjunto de tarifas viables para todos los argentinos, que considere además las cuestiones climáticas de los diferentes usuarios.”[20]
Incluso, debe tenerse en cuenta un fenómeno que no deja de ser paradójico en este escenario, ya que mientras el gobierno asegura condiciones de precios alcistas en dólares entre 2018 y 2021[21] dirigidos a la extracción de gas no convencional de la cuenca neuquina- beneficios recientemente extendidos a la cuenca austral[22]-, el horizonte de precios del mercado internacional del gas- una de cuyas referencias centrales son los Estados Unidos-, señala un derrotero de precios que orillan los u$s 3 por millón de btu. En tal sentido, nos preguntamos cómo se explica el sostenimiento de estos incentivos a grupos concentrados del sector hidrocarbuífero, cuyo desempeño productivo ha sido deficiente- con la sola excepción de YPF SA.-, mientras que, desde el mismo gobierno, se sostiene que debe avanzarse en la convergencia de precios con el mercado internacional en orden a normalizar definitivamente el sistema energético.[23] En efecto, en el caso del gas natural, las tendencias del mercado internacional- salvo la irrupción de fenómenos geopolíticos imprevistos- orientan la trayectoria de precios a la baja, lo cual no deja de ser una inconsistencia relevante en la planificación del gobierno nacional, que se paga en términos de mayores costos de acceso a la energía para todos los sectores de la comunidad.
En consecuencia, estimamos que, en función de la caracterización que hemos hecho de la energía como derecho y de la necesidad imperiosa de discutir a fondo los esquemas de costos, resulta fundamental presentar un esquema viable, aceptable, asequible y progresivo para el conjunto de los usuarios residenciales. Asimismo, un esquema de esas características, debería partir de la racionalidad del ajuste, según parámetros de ingresos reales, inflación esperada y subas de los precios relativos de la economía.
Es por ello que sería esencial introducir en la discusión un criterio inicial general de aumentos en las tarifas, que se vincule directamente con la evolución del índice de precios al consumidor y los precios mayoristas y que tome nota de las negociaciones salariales paritarias con indicador fundamental. A su vez, el establecimiento de un patrón de consumo mínimo que asegure una vida digna, debería ser un parámetro fundamental a utilizar para el establecimiento de tarifas. Todo lo afirmado es aún más evidente, si se tiene en cuenta que el aumento desproporcionado de las tarifas de gas natural, impactó- como era de esperarse- en una significativa reducción del consumo en hogares, comercios e industrias. En efecto, de acuerdo a un informe elaborado por el Ministerio de Energía y Minería, en el último trimestre de 2016, los usuarios residenciales consumieron un 18,2% menos de gas que el mismo período de 2015, mientras que el sector comercial tuvo una retracción de 4,8% y el sector industrial ajustó sus consumos en un 6.6%, en ambos casos en relación al último trimestre de 2015.[24] Estos números siguen mostrando ajustes preocupantes en los niveles de consumo de gas por parte de los usuarios residenciales, a tal punto que si comparamos el trimestre abril-junio de 2017 en relación al mismo período de 2016, este sector retrajo su consumo de gas en un 22,7%, según se desprende del Informe Trimestral de Coyuntura Energética que elabora el Ministerio de Energía y Minería[25]. Es decir, que se acentúa la caída. Mientras tanto, recién en el segundo trimestre de 2017, comenzó una significativa recuperación del consumo industrial- del 9,6% comparado con igual período de 2016[26]– aunque, en vista de las perspectivas de nuevos aumentos y de débil crecimiento de la economía, resulta muy difícil prever una suba sostenida en la demanda de los servicios públicos esenciales. Por ende, se afirma un peligroso escenario de deterioro en términos de accesibilidad a un bien fundamental, con el consecuente impacto que, en el futuro cercano, podrá comenzar a medirse en términos de pobreza energética en los sectores sociales más vulnerables de la comunidad nacional.
Asimismo, la adecuada determinación de los usuarios alcanzados por la tarifa social, debería encararse a partir de una decidida acción administrativa del Gobierno, cruzando toda la información disponible y aplicando criterios que sean similares para las tarifas de los servicios públicos esenciales, como luz, gas y agua y saneamiento. En efecto, el cruce de niveles de ingreso de la población con las condiciones del hábitat, deberían dar los parámetros bajo los cuales encarar la gestión adecuada de la tarifa social. En este sentido, ciudadanos con hasta dos salarios mínimos, jubilaciones mínimas, monotributistas sociales, beneficiarios de programas sociales y hogares energodependientes, deberían ser el centro de las políticas tarifarias diferenciadas. En este orden de cosas, lo planteado en las recientes audiencias en relación a las condiciones de acceso a la tarifa social, más que asegurar y ampliar este derecho, lo restringe peligrosamente, dando una perniciosa señal al usuario más vulnerable, ya que se lo obliga a controlar a la baja sus consumos en forma permanente, con umbrales (en el orden de los 25 m3 por mes), que configuran, prácticamente, consumos de subsistencia.
En conclusión, no pueden avalarse criterios de determinación de tarifas de servicios públicos que configuran derechos humanos básicos, a partir de la convalidación de situaciones en las que no se ponen sobre la mesa de deliberaciones públicas, todos los aspectos de la problemática. En ese sentido, es fundamental dar cuenta de los graves desajustes sociales y económicos que se están generando en nuestra comunidad a partir del efecto combinado de las medidas económicas y de las graves omisiones que no aparecen en los debates sobre la energía. Entre estos últimos, la cuestión de los costos de explotación, los niveles de remuneración aceptables y razonables que la actividad hidrocarburífera debería tener y la falta estructural de voluntad política y mecanismos para controlar inversiones y ejecución de presupuestos en obras de infraestructura de mantenimiento de los servicios públicos, aparecen como cuestiones urgentes que más temprano que tarde, deben salir a la luz pública.
Asimismo, resulta imprescindible escrutar debidamente los balances de las empresas transportistas y distribuidoras, a los efectos de conocer si se han realizado maniobras contables que derivaron en la remisión de utilidades encubiertas a través de mecanismos de contratos de asistencia técnica y/o tecnológica. Esto último, resulta realmente fundamental a la hora de establecer criterios realmente democráticos y de acceso a la información por parte de toda la población. A su vez, resulta ineludible encarar sin más demora, por parte de los organismos reguladores pertinentes- ENARGAS en este caso- una auditoría completa e integral de costos, base de capital, de inversiones efectivamente realizadas y de las propuestas de inversiones para reposiciones, mantenimiento y ampliación de las redes de distribución de las empresas prestadoras, lo cual es más urgente a luz de las transferencias millonarias que el Estado nacional realizó a las empresas distribuidoras a fines de 2016, que embolsaron casi $3.450 millones en concepto de asistencia económica transitoria para solventar las inversiones obligatorias comprometidas en las diversas resoluciones de 2016 y para afrontar las deudas con productores de gas natural.[27]
Nuevamente, es fundamental sostener que las inversiones para mantenimiento, operación y ampliación de la red de distribución de gas natural, no pueden quedar en manos de una disputa y un chantaje eternos en términos de costos, gastos e ingresos operativos, lo cual implica, finalmente, que las autoridades nacionales responsables de la planificación y conducción de la política energética, tomen dos caminos ineludibles. Por un lado, la ya mencionada auditoría integral de las compañías en los últimos quince años y, simultáneamente, la realización de las inversiones imprescindibles en toda la red a cargo del Estado nacional, lo cual abre la senda para la redefinición estructural de todo el esquema de funcionamiento y regulación de los servicios públicos energéticos de cara a recuperar la centralidad del Estado, los trabajadores de la energía y la comunidad en la construcción de un nuevo modelo de empresa pública, ya que la energía es un derecho humano inalienable de todo el pueblo argentino.
Sólo desde ese lugar, podremos estar en condiciones de encarar, con mayor eficiencia y justicia, la revisión integral del deficiente funcionamiento de los servicios públicos.
Buenos Aires, 17 de noviembre de 2017
Gustavo Omar Lahoud
Licenciado en Relaciones Internacionales (Universidad del Salvador)
Integrante Instituto de Pensamiento y Políticas Públicas (IPYPP- IDEP)
Analista en energía, geopolítica y política exterior
Docente universitario
[1] Véase Lahoud, Gustavo; “Gobierno Macri. Audiencia pública precios de gas en boca de pozo. Consideraciones fundamentales”, Instituto de Pensamiento y Políticas Públicas (IPYPP), marzo de 2017.
[2] Información extractada de la presentación del Ministerio de Energía y Minería
[3] Información extractada de la presentación del Ministerio de Energía y Minería
[4] https://www.clarin.com/economia/dudas-prorroga-plan-elevar-produccion-gas_0_SJzArRY5-.html
[5] Información extractada de la presentación del Ministerio de Energía y Minería
[6] Información extractada de la presentación del Ministerio de Energía y Minería
[8] Información extractada de la presentación del Ministerio de Energía y Minería
[9] http://www.ambito.com/903608-gas-aumento-en-tarifas-llega-al-58-considerando-impuestos
[10] http://www.ambito.com/903608-gas-aumento-en-tarifas-llega-al-58-considerando-impuestos
[11] http://www.ambito.com/903608-gas-aumento-en-tarifas-llega-al-58-considerando-impuestos
[12] Información extractada de la presentación del Ministerio de Energía y Minería
[13] Información extractada de la presentación del Ministerio de Energía y Minería
[14] http://www.lanacion.com.ar/1932146-sigue-la-discusion-por-el-valor-mayorista
[15] http://bariloche2000.com/noticias/leer/el-gas-natural-bien-suntuario-o-necesario/100412
[16] Página 50 del Informe Financiero presentado por YPF ante la SEC.
[17] http://bariloche2000.com/noticias/leer/el-gas-natural-bien-suntuario-o-necesario/100412
[18] http://bariloche2000.com/noticias/leer/el-gas-natural-bien-suntuario-o-necesario/100412
[19] http://bariloche2000.com/noticias/leer/el-gas-natural-bien-suntuario-o-necesario/100412
[20] http://bariloche2000.com/noticias/leer/el-gas-natural-bien-suntuario-o-necesario/100412
[21] https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/159588/20170306 Creación del “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales”
[22] https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/174878/20171117 Extensión “Programa de Estímulo a las inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales”
[23] https://www.clarin.com/economia/dudas-prorroga-plan-elevar-produccion-gas_0_SJzArRY5-.html
[24] http://www.lanacion.com.ar/1990373-por-la-suba-de-tarifas-se-desplomo-el-consumo-de-gas-en-el-ultimo-trimestre-de-2016
[27] Resolución 312- E/2016. Ministerio de Energía y Minería https://www.boletinoficial.gob.ar/#!DetalleNorma/156957/20161230
