Recta final para la definición del modelo de comercialización del gas

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La elaboración de las pautas técnicas y económicas que habrán de regular la  comercialización y el suministro de gas natural desde las empresas productoras a las comercializadoras y a las distribuidoras ingresó en la etapa de definiciones en medio de un fuerte cruce de intereses entre las actoras.

El escenario lo puso la secretaría de Energía a mediados de la semana, pero luego de las reuniones que el equipo que encabeza Gustavo Lopetegui mantuvo –por separado- con directivos de estas compañías,  fueron inevitables los chisporroteos públicos entre operadores de uno y otro rubro, algo no muy usual en el ámbito energético. De hecho, otros operadores insisten en mantener las formas, pero todos procuran incidir en las decisiones que finalmente adoptará Energía, que ahora depende del ministerio de Hacienda.

Energía resolvió convocar para mediados de febrero a un concurso de precios a través del mercado electrónico del gas (MEGSA) para el abastecimiento de la demanda de usuarios del servicio completo de distribución de gas por redes.

Los ítems principales en consideración son las modalidades de compraventa, los lineamientos básicos para la presentación de ofertas, el mecanismo de evaluación de éstas y la adjudicación de volúmenes, en contratos que se pretende sean a mediano y largo plazo.

Las principales divergencias surgieron al momento de analizar las condiciones de venta del fluído por parte de las productoras, y los plazos de pago de las distribuidoras. En esto también está en juego la inicidencia del esquema en la cuestión tarifaria para un producto que se pacta en dólares con los productores y que las distribuidoras cobran en pesos al consumidor.

El trasfondo está dado por la situación registrada en 2018 cuando, en un contexto de fuerte devaluación del peso, el gobierno pretendió que el pago por el desfase corriera por cuenta de los usuarios en 24 cuotas mensuales, lo que derivó en un fuerte rechazo y la vuelta atrás de Energía, resolviendo que el pago de la diferencia acumulada corriera por cuenta del Tesoro.

Ahora, Energía (en rigor Hacienda) busca alternativas y quiere repartir los riesgos (de una eventual nueva depreciación del peso) entre las empresas del sector gasífero, poniendo en revisión plazos y fórmulas de cálculo del precio al que deberán liquidarse las facturas.

Las productoras (YPF, PAE, Total, Wintershall, Tecpetrol y otras) aspiran a que se reestablezca el criterio de cobro a los 30 días de entregado el gas a las distribuidoras, y éstas últimas (Camuzzi, Naturgy (ex Gas Ban), MetroGas entre ellas) procuran que dicho plazo no sea menor a los 75 días que rigen actualmente argumentando que el cobro a los usuarios se realizan con posterioridad a los 30 días de suministrado el gas, incluso desdoblado en dos cuotas mensuales.

En rigor, el desdoblamiento en las facturas en dos cuotas dispuesta por el gobierno hace un par de años en virtud de la fuerte suba registrada en las tarifas terminó haciendo serie, de manera que la secuencia de pagos volvió a ser mensual.

Consultadas por Energía y Negocios varias productoras coincidieron en señalar que “luego de la Revisión Tarifaria Integral las distribuidoras recuperaron ingresos, lo cual se refleja en sus balances, por lo cual bien pueden pagar a 30 días”.

También subsisten diferencias en cuanto a la fórmula que se aplicaría en cuanto al tipo de cambio que se considerará para definir los montos a cobrar por parte de las productoras.

El ente regulador plantea definir un tipo de cambio 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.

La divergencia de intereses es fuerte, como siempre que se habla de dinero.

Energía se dio plazo hasta el 25 de este mes para definir los términos de la resolución que habrá de regir la licitación vía MEGSA el 11 de febrero.

 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.

Asimismo, el cambio de modalidad contractual, que sea gas “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.

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.

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.

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