Insostenibilidad de los precios internos del gas natural

El objeto de este artículo es identificar las causas que impulsan al Gobierno a emitir el Decreto Supremo 4794 de 07/09/2022, que dispone la suspensión del suministro de gas natural por redes cuando se lo utiliza en la generación eléctrica para consumo propio por parte de las industrias.

Para nadie es novedad que la producción y las reservas de hidrocarburos han caído a niveles insuficientes para cubrir el mercado interno y los compromisos originalmente establecidos en los contratos de exportación y que se ha tenido que suscribir adendas a los mismos, a objeto de reducir drásticamente los volúmenes. Tampoco es desconocido que las principales causas de esta situación y de la ausencia de inversiones en exploración son la existencia de un régimen fiscal asfixiante y los bajos precios del gas natural y del petróleo en el mercado interno.

Con relación a los precios locales, uno de los criterios que debería aplicarse para la determinación de precios para las ventas en el mercado interno consiste en que los mismos hagan posible generar un nivel de ingresos para los operadores de los campos que permita cubrir sus costos de producción y asegurar un retorno razonable para sus inversiones.

Nada más lejos de ello están los precios efectivos que se han aplicado en Bolivia durante décadas. El precio promedio ponderado del gas para el mercado interno en punto de comercialización ha sido igual a 1,11 $us/MMbtu promedio en los últimos 14 años. Si a este precio se le resta la tarifa de transporte promedio de aproximadamente 0,36 $us/MMbtu, el precio en boca de pozo que resulta es de 0,74 $us/MMbtu. No hay que olvidarse de descontar la enorme carga fiscal del 50% por concepto de regalías, participación TGN e IDH, ¿cuánto queda para cubrir el costo de producción, la utilidad del titular del contrato y la participación que YPFB percibe en representación del Estado? Escasamente la mitad, es decir 0,37 Sus/MMbtu, un monto que no alcanza para este efecto.

¿Cómo se ha superado esta situación? Con las exportaciones de gas natural que se efectuaron a precios incomparablemente más altos. Mientras el precio del gas en el mercado interno ha estado congelado en 1,11 $us/MMbtu, el precio de venta a Argentina ha alcanzado un valor de 10,9 $us/MMbtu en 2012; en tanto que el precio a Brasil en el mismo año fue de 9,2 $us/MMbtu. De esta manera los precios de exportación permiten cubrir los costos de las empresas petroleras que efectuaron inversiones en el pasado y subvencionar los precios del mercado interno.

La diferencia entre el costo de oportunidad del gas (precio de exportación) y el precio en el mercado interno constituye un subsidio cruzado que beneficia a algunos consumidores bolivianos y, como contraparte, merma los recursos para la reinversión en las actividades de exploración y explotación. (Por el lado del petróleo y sus derivados, las subvenciones son por doble partida: subsidio a la importación erogado por el TGN y subsidio implícito).

En las circunstancias del pasado —caracterizadas por volúmenes crecientes de exportación, precios elevados, reducida participación del mercado interno en las ventas totales y costos hundidos a los que se han visto obligados los inversores—, el precio de exportación del gas podía sustentar la economía de la mayor parte de los campos en producción. Sin embargo, las condiciones son muy diferentes hoy, cuando la producción ha caído y lo seguirá haciendo, los volúmenes de exportación se reducen progresivamente, el mercado interno absorbe volúmenes crecientes y no se efectúan inversiones porque las exigencias fiscales y el régimen de precios locales no hacen viables financieramente nuevos proyectos.

En este sentido, a medida que disminuyen los volúmenes exportados y se amplía la demanda local, los precios actuales en el mercado interno del gas natural (y de los combustibles fósiles, en general) se hacen insostenibles desde el punto de vista económico y constituyen la verdadera causa de la restricción del suministro de gas al sector industrial para generación eléctrica, tal cual dispone el nuevo Decreto; también, hay que recordar, el incremento de precios hasta el 48% al mismo sector establecido en 2017, mediante RM 073; y es posible que ocurran futuros incrementos a otros sectores de consumo. En tanto, se mantienen precios subvencionados de 1,31 $us/MPC para la planta de industrialización de urea de Bulo Bulo y las plantas de separación de gas de Gran Chaco y de Río Grande, que son de propiedad de YPFB y que, aún con precios bajos de este insumo, las dos primeras generan pérdidas cuantiosas al Estado y funcionan muy por debajo de su capacidad operativa. 

El motivo no parece ser propiamente el uso eficiente del gas en la generación de electricidad, como dice la citada norma. Los datos de la gestión 2020 del Balance Energético Nacional publicado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía permiten calcular el indicador de eficiencia de generación eléctrica. Para las centrales públicas alimentadas con gas natural este indicador resulta 44,8%, en tanto que el correspondiente a autoproductores que utilizan el mismo insumo es de 41,2%, es decir, la diferencia es pequeña en términos de eficiencia. Pero, por otro lado, en términos monetarios, YPFB vende gas por redes al sector industrial a 2,5 $us/MPC y a $us/MPC 1,30 al sector eléctrico, de modo que obtiene más ingresos por ventas al sector industrial, actualmente. 

¿A quién favorece esta medida? No sólo a YPFB y a todos los destinatarios de los ingresos por ventas de gas, sino también a ENDE, pues le permite utilizar parte de su enorme sobrecapacidad ociosa instalada para generación de electricidad y mejorar sus ingresos.

Las perjudicadas son las industrias que han invertido en generadores de electricidad respaldadas por el Reglamento de Distribución de Gas, aprobado mediante DS 1996 de mayo 2014, que definía a la Categoría Industrial en los siguientes términos: “Uso del Gas Natural como combustible en establecimientos industriales que tienen como finalidad transformar las materias primas en productos elaborados, pudiendo utilizar complementariamente el Gas Natural en la generación eléctrica para consumo propio”. Sin embargo, el nuevo decreto cambia las reglas del juego y suprime, de un plumazo y de manera abusiva, la segunda parte de esta definición. Obviamente esta modificación implica un incremento en los costos de producción para las empresas afectadas que ahora deben comprar la electricidad a un precio que según estimaciones implica un incremento del 60%.