ENERGÍA - DOLARIZACIÓN TARIFARIA EN ARGENTINA

LA DEVALUACIÓN DESCORRIÓ OTRO VELO Chau a la dolarización tarifaria de Aranguren La tormenta cambiaria en curso quebró la tablita dolarizada de tarifas de gas, y con ello el corazón de la política energética de la Administración Macri legada por el ex ministro de Energía Juan José Aranguren. El shock de tarifazos en la que se basó, que ya había sido cuestionado hace poco por una ley del Congreso, vetada por el Presidente, sirvió para transferirle al consumidor el subsidio con que el Tesoro compensaba a productores, transportistas y distribuidores. Pero la devaluación dejó al descubierto el fracaso de la idea de que reflejara un costo más eficiente de la energía en la cadena de valor. Lo indican las diferencias de casi un 50% en la incidencia que cada sector calcula recargar en los respectivos precios para que finalmente sea trasladado a la factura final. Pero como el nivel alcanzado no da para más en el crítico contexto económico actual y para colmo que el incremento cambiario del 1er período del año se refinanció en 24 cuotas, a pagar desde enero, el gobierno fijó el 30% como límite al aumento que regirá desde octubre. Es al cual se deberán ceñir los protagonistas en las audiencias públicas iniciadas ayer en La Boca. Las discrepancias internas están dadas en la paridad a tomar para ajustar los valores y en el costo financiero, a las siderales tasas actuales, de los plazos de pago entre cada sector interviniente. La mejor demostración de que los tarifazos mejoraron los ingresos de las petroleras pero no la eficiencia, como se había proclamado, es que el fuerte de su performance productiva se genera en los pozos en los que el Estado reconoce subsidios, y que ahora anunció que suprimirá. YPF, endeudada en dólares, quedó al borde del knockout. Salarios que retrocedieron casi 40% en dólares y 10% medidos contra el IPC hoy tienen mucha menos capacidad para absorber tarifas de luz y gas aún más altas, que ya consumían 7,4% del salario promedio de los trabajadores registrados del sector privado y 14,5% de los ingresos laborales del conjunto de los ocupados, según el último cálculo de CIFRA (Centro de Investigación y Formación de la República Argentina), dependiente de la CTA.

Por RUBÉN CHORNY Periodista. Columnista de Urgente24.

Mauricio Macri y Juan José Aranguren: Una experiencia de fracasos mutuos pero que sólo pagó el ex Shell.

Que la paridad cambiaria haya saltado 160% desde mediados de 2016, tomando los $40 a la que llegó estos días, significa un golpe mortal a la política de creciente dolarización del precio en boca de pozo que se les reconoce a las petroleras, instrumentada por el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, en los primeros tiempos de la Administración Macri. Ya con la cartera degradada a Secretaría de Estado (aun con la permanencia en el cargo de Javier Iguacel) y trasladada a la órbita del rebautizado Ministerio de Hacienda y Finanzas a cargo de Nicolás Dujovne, o sea hacia una mirada más inclinada a la problemática fiscal que a los intereses de las compañías, como hasta hace poco, los empresarios tuvieron que reacomodar el orden de los influenciadores en las agendas. Por de pronto no estuvieron presentes en la audiencia pública de la víspera en La Boca ni irán a la de Santiago del Estero, con lo que las distribuidoras sacaron sus propias cuentas prescindiendo de sus abastecedores: por ejemplo, con un costo del 28,8% en la distribución trasladaría per se un 11% de incremento a una factura. Faltaría ver cuánto agregan por lo que se paga en boca de pozo al productor y a qué paridad cambiaria, más el transporte y los impuestos que corresponden a cada jurisdicción. No es un tema menor la carga tributaria: en el caso de la energía eléctrica representa más del 3 0% del valor de la factura. En forma indirecta, el costo impositivo que recae sobre el consumo final, tanto de energía eléctrica como de gas natural, se compone básicamente de Impuesto al Valor Agregado (IVA, 21%), Impuesto a los Ingresos Brutos provinciales (5%), tasa municipal general (1%) y tasa municipal específica. En la provincia de Buenos Aires puede alcanzar el 44% de la factura al sumar IVA (21%), Contribución Municipal (6,4%), Contribución Provincial (0,6%), otros impuestos provinciales (10%, Leyes 7290/67 y 8016/73) y Fondo provincia de Buenos Aires (5,5%, Ley 9038) A simple vista, ya habría quedado desbordado por los reclamos sectoriales de la cadena de valor el tope del 30% que fijó el gobierno a las tarifas de gas de octubre, y por eso la Secretaría de Energía estaba renegociando con las petroleras un precio de u$s 4,1 por millón de BTU cuando el promedio estaba en u$s4,68 en abril y le tocaba por la planilla dolarizada u$s 5,20 en octubre. La discrepancia con los petroleros no estaría tanto en esos guarismos como en el tipo de cambio que se elija para su conversión en pesos. La ex Enarsa tomó $31,47 para el semestre hasta marzo de 2019, mientras las compañías pretenden promediar el dólar futuro del Rofex para octubre-marzo,es decir, $45,49. La diferencia asciende al 44,5%, ya que mientras las petroleras pretenden $186,5 por millón de BTU en boca de pozo, la oferta oficial es de $129. El argumento empresario que sustenta su postura de tomar la cotización a futuro es, por un lado, no recalentar más el peso del endeudamiento en dólares de YPF pero también evitar que el Tesoro tenga que cubrirle a Enarsa el diferencial entre los u$s6 que debería pagar el gas que se importe de Bolivia y los US$4,1 en que lo vende a las distribuidoras, siendo que la paridad que propone supera 24% a la oficial. Traducido para el usuario, estaría en juego un incremento del 95% en el insumo, que repercute 50% en la tarifa final, y faltaría agregar para llegar a la factura un 7,5% que como mínimo trasladarían transportistas y distribuidoras, más la carga impositiva. Las grandes firmas distribuidoras le dieron vueltas al asunto y arribaron a la conclusión de que el aumento final del gas en octubre para un usuario residencial de consumo medio (hasta 1000 metros cúbicos anuales) podría cerrarse en 31% si pagan a Enar sa u$s4,1 a un tipo de cambio de $31,47 durante el semestre octubre-marzo. La incertidumbre cambiaria dificulta, asimismo, el cálculo de la deuda total a traspasar al público, porque se cargan intereses adeudados por las distribuidoras a las petroleras, según lo previsto en las normas de las licencias que no se modificaron.  Cóctel explosivo de paridad y tasas El sideral nivel de las tasas de interés complica la ecuación, al ser de 75 días el plazo en que las distribuidoras pagan el gas a las petroleras: para abril se usará el tipo de cambio de mediados de junio, la fecha efectiva de pago, y en forma igual todos los meses, hasta llegar a septiembre cuando se empezará a pagar a mediados de diciembre al dólar que esté vigente en esa fecha. Lo que es cierto para el usuario es que en enero la factura final recibirá el agregado de la primera cuota del Ahora 24 sui generis con que se financiará a los usuarios el impacto de la devaluación sobre el gas distribuido entre abril y septiembre. Cubre la deuda que las distribuidoras tenían con las petroleras porque les pagan el gas a un dólar de $20,34 y por contrato debieron hacerlo al tipo de cambio vigente el día previo. En la audiencia pública de ayer faltó conocer la opinión de uno de los principales afectados en el sector energético por los efectos de la corrida cambiaria: YPF, que figuraba en el orden del día pero no participó, según se comentó por discrepancias con la cartera económica. Los malpensados creen visualizar, detrás de estos avatares que agravan el desequilibrio financiero de la petrolera de mayorà ­a estatal, que ya en este segundo semestre disminuyó las inversiones previstas, una desvalorización de los activos que la expongan a una reprivatización a precio vil cuando las papas fiscales quemen más para poder cumplir las metas del ajuste. El frente de disputa se abrió ahora que finaliza el consumo pico domiciliario de gas invernal y, por más que se empiece a exportar a Chile, inicia un semestre en que sobran las existencias del fluido. La duda se presentaría, en todo caso, para la próxima temporada de frío y en cómo se modifique la relación entre la oferta y la demanda. A pesar de los cálculos y recálculos en función del dólar que se escoja para hacerlos, los datos de la producción de julio dan cuenta de una b uena noticia: mejoró el 7% con relación a igual mes de 2017, y acumula un avance del 4,9% en los 7 primeros meses del año. Pero encierra una no tan optimista: la dependencia de este resultado (92%) de lo producido en las áreas que reciben el precio estímulo subsidiado por el Estado, a través del viejo plan gas y la resolución 46. Como el gobierno anunció que no autorizará nuevos proyectos con esos beneficios, con excepción de algunos que ya se estaban tramitando, habrá que ver en qué otros parámetros basan sus decisiones de invertir los principales jugadores de la remontada: Tecpetrol, que mostró un avance del 146,8% con una extracción de 332,1 millones en Fortín de Piedra en Vaca Muerta , y Compañía General de Combustibles(CGC), con 133 millones, un 59% más, en Campo Indio Este en Santa Cruz, porque el beneficio s e extiende también a la cuenca Austral. Ambas explotan áreas en las que el precio del gas está asegurado en u$s7,50 por millón de btu, de modo que el Estado les cubre la diferencia entre ese valor y el de realización (U$S4,1). Sin embargo, el gas no convencional viene batiendo récords mes a mes, publica La Mañana de Neuquén. La provincia produce unos 70 MMm3/día, tras venirla duplicando año a año. En buena medida, el estímulo de la resolución 46, subsidio que garantizó “precio” por 4 años hasta el 2021 fue el que aceleró los planes de inversión, pero las causas internacionales que lo inspiraron en 2016 ya cesaron y la Administración Macri tiene otras urgencias.