Destacadas – Wide 1

  ˖   
Cambio de paradigma
Tras la suba de tarifas, el gobierno quiere que las distribuidoras compren su propio gas para cubrir el pico de consumo de invierno
Mié10
abril 2024
10 abril 2024
La Secretaría de Energía quiere que Enarsa deje de absorber, como sucede desde hace años, casi la totalidad del costo de abastecimiento de gas durante los meses de frío. La cartera que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo apunta a empezar a trasladar ese costo sobre los actores privados del mercado. Ayer se realizó una primera subasta, que si bien terminó desierta, funciona como una señal de lo que pretende realizar el Ejecutivo.
Escuchar nota

La estatal Enarsa realizó este martes la primera subasta para revender a las distribuidoras el Gas Natural Licuado (GNL) importado para cubrir el pico de consumo residencial que se registra durante los meses de frío. Si bien el concurso —que se realizó bajo el paraguas del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA), una plataforma controlada por la Bolsa de Comercio porteña— terminó desierto porque las empresas gasíferas desistieron de participar en desacuerdo con las condiciones económicas definidas en el pliego, la medida impulsada por la Secretaría de Energía buscó transmitir que los privados —no sólo las distribuidoras, sino también las comercializadoras y los grandes usuarios— deberán contratar su propio gas para garantizarse por su cuenta el suministro de gas durante el invierno. Por eso, la de ayer fue tan sólo la primera subasta de otras que vendrán en los próximos meses, según indicaron fuentes privadas consultadas por EconoJournal.

La cartera que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo apunta a descargar lo más posible el costo del gas importado (primero del GNL adquirido por Enarsa para la terminal de Escobar, pero luego podría incluirse el gas importado desde Bolivia) en los actores privados del mercado de gas (con excepción de los productores). Energía quiere terminar con una inercia que viene de años, que en los hechos consiste en que el GNL adquirido por Enarsa termina siendo consumido por distribuidoras, comercializadoras e industrias sin control ni contractualización alguna. Por eso, es común que todos los inviernos se registren importantes desbalances (una empresa toma del sistema de transporte más gas del que tiene efectivamente contratado) que complican la operatividad del sistema.

Por eso, la nueva gestión de Enarsa, que encabeza Juan Carlos Doncel Jones, y la conducción de la Secretaría de Energía quiere que, de manera gradual, el costo del gas importado —dos o tres veces más caro que el producido localmente— sea incorporado como una variable más que deben gestionar los privados. En rigor, el gobierno quiere que Enarsa deje de absorber —a través de subsidios que paga el Tesoro— casi todo el costo de abastecimiento de gas de invierno, como sucede desde hace 15 años.  

“Es cierto que cuando llegan los días de frío el GNL importado por Enarsa termina siendo consumido sin control por industrias, comercializadoras y distribuidoras. De hecho, como el gas es fungible y fluye por el sistema, recién se puede saber a posteriori qué empresa demandó más gas del que tenía contratado”, explicó un directivo de una productora de gas.

Primer paso testimonial

La subasta entre distribuidoras realizada esta semana por MEGSA debe leerse en esa clave. ¿Por qué la subasta se realizó ayer? Porque el primer cargamento importado por Enarsa empezará a descargar en la terminal regasificadora de Escobar el próximo 22 de abril.

El viernes pasado, Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente de Enarsa, explicó a representantes de las empresas gasíferas —Metrogas, Naturgy, Camuzzi, EcoGas, Gasnea, Litoral Gas y Gasnor— que la decisión del gobierno es que las distribuidoras empiecen a comprar a un precio de mercado el GNL importado por Enarsa (ya compró 10 cargamentos en marzo y se estima que deberá importar al menos otros 10 más para los meses de julio, agosto y septiembre).

¿Qué implica pagar un precio de mercado? Enarsa definió que el precio mínimo de la subasta de ayer era de 12,90 por millón de BTU. Esa cifra se desompone de la siguiente manera: 9,90 US$/BTU de precio promedio de importación más 2 dólares de costo de regasificación y 1 US$/MMBTU de costo financiero y overhead (gastos de estructura) que afrontó la empresa estatal.

Como era previsible, ninguna distribuidora quiso convalidar ese precio de gas porque no tienen garantizado el pass through correspondiente, es decir, el Enargas no les reconoció en los cuadros publicados esta semana una tarifa suficiente para pagar ese precio del gas de invierno. De hecho, el ente regulador sólo les autorizó a trasladar a las facturas un precio de 4,50 US$/MMBTU por el gas de invierno (entre mayo y septiembre) contra los 12,90 dólares que Enarsa estableció como piso para revender el GNL. Para este miércoles está prevista la realización de una subasta similar a la de ayer pero entre comercializadoras e industrias. Habrá que ver si hay interés de los privados o también queda desierta.

Mecanismo de compensación

Fuentes de la industria interpretan que en las próximas semanas el gobierno insistirá en su intento de que las distribuidoras consigan por su cuenta —sin depender exclusivamente de Enarsa— el volumen de gas que precisan para cubrir el pico del invierno. Mejía Aravena dejó entrever el viernes que, en esa dirección, el Enargas trabajará en resolver el esquema de Diferencias Diarias Acumuladas (DDA’s), que en los ’90 funcionó como el instrumento para que las distribuidoras recuperen los sobrecostos generados en el período invernal. ¿Cómo funciona el sistema de DDA’s? En términos simplificados prevé que si una distirbuidora pagó a un productor o comercializado un precio más elevado del gas que el que tiene reconocido en los cuadros tarifarios sancionados por el Enargas tiene derecho a reclamar que el Estado traslade las tarifas ese sobrecosto para recuperar ese desembolso.

Es difícil que el esquema de DDA’s pueda ser utilizado para solventar el extracosto que implicaría que las distribuidoras cubran el pico de invierno íntegramente con GNL (cada cargamento ronda los US$ 40 millones). Pero habrá que ver qué solución encuentra el gobierno”, explicaron desde una empresa.

Un comentario

  1. ¿Porqué no hacen un sawp con Chile, que está comprando el GNL importado a Shell a 7U$S/MMBTU mientras acá se importa a 10 U$S/MMBTU?. Es mejor que las distribuidoras importen el a 7U$S/MMBTU y le paguen 3 U$S/MMBTU, por la regasificación a ENARSA., Se ahorrarían un 22%. Me parece excesivo el costo de regasificación.

Deja una respuesta

Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Los campos obligatorios están marcados con *

LAS MÁS LEÍDAS

1.

# 
| 05/16/2024

YPF acelera la venta de yacimientos convencionales: espera recibir ofertas por las áreas a principios de junio

La petrolera bajo control estatal definió que las empresas interesadas en adquirir alguno de los 55 campos maduros que puso a la venta deberán presentar propuestas vinculantes de compra el próximo 7 de junio, en apenas tres semanas. Más de 70 empresas ya firmaron acuerdos de confidencialidad para acceder al Data Room con los datos técnico-económicos de los bloques.
# 
| 05/15/2024
Los reintegros a las distribuidoras de gas por el régimen de Zona Fría, que cubre a la mitad de los usuarios del país, se saldarán por completo entre este martes y miércoles. Así lo confirmaron a EconoJournal allegados al ministro de Economía, Luis Caputo. Finalmente, el gobierno cancelará toda la deuda, que corresponde a los meses de enero, febrero y marzo de este año.
| 05/14/2024
El mandatario neuquino trazó un panorama sobre cuáles serán los desafíos que deberá afrontar la Argentina para convertirse en un país exportador de GNL. En este sentido, destacó la posibilidad de que se exporte a través del puerto de Río Negro y de que el proyecto sea net zero. También adelantó que acompañarán el capítulo de hidrocarburos y el RIGI incluidos en la Ley Bases, pero no la vuelta del Impuesto a las Ganancias para trabajadores petroleros.
# 
| 05/13/2024
El CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, defendió el Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto de Ley Bases que se debate en el Senado. El RIGI “tiene que aprobarse” para que pueda avanzar el megaproyecto de GNL, que implica una planta de licuefacción en Río Negro, tres gasoductos similares al Néstor Kirchner y ocho veces la producción de Fortín de Piedra, según describió el ejecutivo.
WordPress Lightbox