Las audiencias públicas y el inminente aumento tarifario volvieron a poner la lupa sobre la cadena que conforma la totalidad de la factura. ¿Cuáles son sus principales componentes y cómo funciona el sistema?
Luego del acuerdo con el FMI, la Argentina ha ingresado en una etapa en la que se verá obligada a reducir paulatinamente los subsidios energéticos y, en consecuencia, ajustar las tarifas de luz y gas a un valor más acorde con sus costos reales.
Si bien la actual revisión tarifaria contempla una actualización por debajo de la inflación para la gran mayoría de los usuarios y solamente le cobrará el servicio pleno al 10% de mayores ingresos, marca un camino de segmentación que, todo indica, seguirá ampliándose a muchos de los otros deciles de la pirámide poblacional en los próximos años, más allá de un eventual cambio de Gobierno en 2023.
Eso conducirá a un proceso que inevitablemente tendrá un fuerte impacto en el bolsillo de la ciudadanía y volverá a poner la lupa sobre el circuito de formación de precios de toda la cadena energética, tal como se vio en estas últimas audiencias, donde muchas organizaciones de defensa a los usuarios ya empezaron a reclamar que se analice esta variable para no sufrir sobrecargos.
¿Cómo se componen las tarifas?
Tanto en el servicio de gas natural por redes como en el de energía eléctrica, hay tres segmentos que determinan la estructura de una factura: producción o generación, transporte y distribución. En ambos casos, el primer eslabón es el más importante con una representatividad mayor al 50% y curiosamente, el Plan Gas tiene una incidencia determinante en estos dos servicios públicos.
Sucede que alrededor del 60% de la generación eléctrica nacional proviene a partir de la utilización de este hidrocarburo y el mencionado plan de estímulo a la producción gasífera local se encarga de contractualizar tanto la demanda de los usuarios de gas residenciales como de las usinas termoeléctricas.
A un precio promedio de 3,5 dólares el millón de BTU (su unidad de medida), el Plan Gas garantiza un bloque de producción nacional de 70 millones de metros cúbicos diarios hasta el 2024 con el que se firmaron contratos entre las petroleras productoras, las distribuidoras y Cammesa, quien luego entrega el combustible “a fasón” a las usinas.
Este precio se pondera con el costo fiscal que representa para el Estado la importación de gas de Bolivia a un promedio de 11,4 dólares durante este año y la compra de buques de Gas Natural Licuado (GNL) que se proyecta a un valor de 39 dólares para el período mayo-septiembre en el que comienza la operación en las terminales de Bahía Blanca y Escobar para abastecer los picos de consumo invernales. Lo que da un promedio ponderado de 5,76 dólares para todo el sistema, de acuerdo a lo informado en la reciente audiencia.
En el mercado eléctrico, como fue mencionado, las generadoras trabajan “a fasón”. Cammesa no les vende el combustible -sea gas, gasoil o fueloil-, sino que se lo entrega en custodia y le paga por la potencia puesta a disposición y un valor variable en función de cada unidad de energía que produjo. De esta manera, evita ingresos adicionales por el uso de este combustible y disminuye el costo total del sistema.
Pero además de las usinas termoeléctricas, el parque generador está compuesto por centrales nucleares, represas hidroeléctricas y todo el nuevo mundo de las renovables donde sobresalen la eólica y la solar. Cada uno de estos segmentos tecnológicos tiene un sistema diferente resultante de contratos libremente pactados o ventas “en spot” o “de oportunidad” que buscan cubrir una demanda no prevista.
Transporte y distribución
Según la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la Republica Argentina (ADEERA), el peso del transporte y la distribución es del 2% y el 29%, respectivamente. En tanto, la secretaría de Energía informó que las facturas de gas se componen de un 24,28% por transporte y de un 23,58% por Valor Agregado de Distribución (VAD).
La remuneración de las empresas transportistas de electricidad es independiente de la energía transportada. Cobran por tener las instalaciones disponibles de acuerdo al tiempo de conexión, la capacidad de la línea, el costo de operación y mantenimiento (incluye gastos administrativos), costo de reposición de inversiones y una rentabilidad “justa y razonable”.
Desde 2017 se adoptó el sistema de tarifa postal o “estampilla” por el que todos los usuarios pagan según su demanda, independiente de su ubicación para reducir el costo del transporte para las zonas más alejadas del centro de cargas y propender a una mayor igualdad entre regiones.
El servicio de transporte en extra alta tensión (500 kV) pasó a constituir el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y quedó enteramente a cargo de Transener. Por otra parte, con las redes y el equipamiento utilizados para la transmisión al interior de cada región se formaron las unidades de distribución troncal, que operan en niveles de tensión inferior (132, 220 y 330 kV) y se concesionaron a seis transportistas regionales: Transnoa, Distrocuyo, Transba, Transnea, Transcomahue y Transpa.
En cambio, en el gas natural hay únicamente dos transportistas (TGN y TGS) que están bajo jurisdicción nacional y cobran por intercambio y desplazamiento (por cada 1000 m3 por cada zona atravesada), por m3/día por transporte firme y por cada 1.000 m3 por transporte interrumpible.
Al igual que el transporte y no así los segmentos de producción o generación, la distribución también es un servicio público regulado que depende de la jurisdicción nacional, provincial o municipal según su ubicación geográfica y autoridad concedente.
En esta rama, la tarifa consta de la suma del VAD (Valor Agregado de Distribución resultante de los costos operativos más amortizaciones y rentabilidad) y un traslado o “pass through” del precio del gas natural o de los costos de compra de la energía, potencia y transporte, para la electricidad.
Cómo bajar los costos del sistema
Una de las formas de evitar una suba de tarifas tan abrupta es reducir los costos del sistema mediante una mayor producción de gas local. Una vez terminado el gasoducto Néstor Kirchner, Vaca Muerta estaría en condiciones para acelerar fuertemente su desarrollo.
En ese sentido, los 44 millones de metros cúbicos diarios de capacidad de transporte adicional podrían ser aprovechados para sustituir parte del gas que hoy se importa a precios récord -otro tanto tendrá que seguir comprándose para abastecer el pico invernal- y los combustibles fósiles que se utilizan para la generación eléctrica.
A excepción de este año donde se observó un descontrol poco frecuente en todos los precios energéticos, el gasoil y el fueloil suelen ubicarse a un precio mucho mayor que el GNL y tienen un doble impacto en la generación eléctrica. Utilizan el combustible más caro y, a su vez, hacen que Cammesa tenga que apelar a las máquinas más antiguas e ineficientes.
Con una oferta más amplia de gas natural, se podrían construir otras centrales de Ciclo Combinado y dejar de lado todo ese conjunto de usinas que encarecen abruptamente el precio monómico de la electricidad.
