Energía y empresas analizaron futuro régimen para el sector gasífero

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Representantes de empresas productoras, comercializadoras y distribuidoras de gas mantuvieron reuniones –por separado- con funcionarios de  la secretaría de Energía para analizar aspectos del esquema que regulará  los precios y volúmenes de venta “en firme” del fluído,  que serán licitados en febrero a través del mercado electrónico (MEGSA) , las formas de pago por parte de las distribuidoras, y la incidencia de esta operatoria a nivel de las tarifas al consumidor.

De las reuniones con el jefe de gabinete de Energía, Patricio Pinel, y Carlos Casares (actual primer vocal del Enargas y posible subsecretario de Hidrocarburos)  .participaron entre otros representantes de YPF,  Tecpetrol, PAE, Pampa Energía, Camuzzi, Naturgy (ex Gas Ban) y Metrogas.

Participantes de las reuniones refirieron a Energía y Negocios que los temas técnicos abordados se seguirán analizando en los próximos días.

Esto, también en el marco de la resolución 12/2019 del Enargas , publicada el lunes en el Boletín Oficial, por la cual se llama a una consulta pública para tratar  la metodología de traslado a tarifas del precio del gas pactado en dólares con los productores y cobrado en pesos por las distribuidoras al consumidor.

También está en discusión el criterio que habrá de aplicarse para el cálculo de las diferencias diarias acumuladas entre el monto de compra del gas y el monto de venta  por el componente gas, de acuerdo con el valor tarifario del período correspondiente.

Una vez obtenido el monto de diferencia mensual acumulado, éste se actualizará por la tasa efectiva del Banco Nación para depósitos en moneda local a 30 días y este costo financiero se trasladará a los cuadros tarifarios del siguiente semestre.

Esta cuestión complicó al gobierno el año pasado, al punto de dar marcha atrás con la intención inicial de trasladar a los usuarios las diferencias derivadas de la fuerte devaluación del peso. Dicha diferencia será afrontada por el Tesoro, pero ahora Energía quiere establecer otros criterios en los contratos de mediano y largo plazo entre productoras y distribuidoras.

En este contexto, Energía promueve ahora reducir el plazo (a definir) de pago del gas que las distribuidoras deben hacer a sus proveedores, buscando acotar el riesgo o al menos el impacto de una variación cambiaria. Pero en cualquier caso el costo financiero se seguiría derivando a los usuarios.

 El Enargas sostiene que se considerará satisfecho el requisito de pactar las mejores condiciones para la compra del gas si los contratos surgen de las subastas realizadas en el MEGSA.

En cambio, los contratos realizados fuera de ese ámbito deberán contar con un visado por parte del Enargas, que verificará que los precios se encuentren en torno del promedio ponderado de las transacciones pactadas en el mercado electrónico.

El ente regulador definirá el tipo de cambio a considerar para el traslado a tarifas, utilizando el valor promedio del tipo de cambio vendedor del Banco Nación observado entre el 1 y el 15 del mes inmediato anterior a la operación.

Este cambio de modalidad contractual, que sea “en firme” o “no interrumpible” viene a evitar lo que en el sector consideraron una distorsión en los precios del mercado ocurrida en el concurso anterior, cuando la modalidad dispuesta fue de un abasto “interrumpible”. 

Diversas productoras explicaron que ello forzó una baja de precios por parte de oferentes  que no corrían mayores riesgos si luego no podían garantizar el volumen de gas que  habían establecido,  al valor que habían ofrecido.

En esta nueva instancia, si cuando llega el momento de abastecer el productor o comercializador no puede entregarle el volumen de gas a la distribuidora al valor comprometido, será penalizado.

A finales de diciembre los precios promedio resultantes, considerandos las diversas cuencas de origen, fueron de 3,53 dólares por millón de BTU para el gas de invierno y 2,59 dólares para el gas entregado en verano.

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