DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL APROBADOS COMO …€¦ · ente nacional regulador del gas proyecto piloto de anÁlisis de impacto regulatorio 2019 1 anÁlisis de proyectos de ampliaciÓn

Ente Nacional Regulador del Gas PROYECTO PILOTO DE ANÁLISIS DE IMPACTO REGULATORIO 2019 1

ANÁLISIS DE PROYECTOS DE AMPLIACIÓN DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL APROBADOS COMO INVERSIONES OBLIGATORIAS EN EL MARCO DE LA REVISIÓN TARIFARIA INTEGRAL

PROYECTOPILOTO

ANÁLISIS DE IMPACTOREGULATORIO / AIR

2019

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Presidente

Lic. Mauricio Ezequiel Roitman

Vicepresidente

Ing. Daniel Alberto Perrone

Vocales

Ing. Carlos Alberto María Casares*

Dr. Guillermo Sebastián Sabbioni Pérez

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* Con licencia sin goce de haberes. (Decreto PEN Nº 98/19 - Resolución ENARGAS Nº 32/19.)

DIRECTORIO DEL ENARGAS


Secretaría del DirectorioDra. María Tereza Pittorino Díaz

Unidad de Auditoría InternaCra. Beatriz Suárez Trillo

Gerencia de Regulación de Gestión ComercialLic. Néstor Daniel Touzet

Gerencia de DistribuciónSr. Enrique Jorge Bezzo

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Gerencia de Almacenaje y AbastecimientoIng. Analía Patricia Fazzini

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Gerencia de Desempeño y EconomíaLic. Pablo Alberto Givogri

Gerencia de Control Económico RegulatorioCr. Jorge Guillermo Díaz

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Gerencia de Recursos Humanos y Relaciones InstitucionalesDr. Claudio Oscar de la Fuente

Gerencia de AdministraciónCr. Darío Javier Echazú

Departamento de Tecnología de la InformaciónIng. Marcos Eszequiel Sayoni

Área de Coordinación de Normalización TécnicaIng. Virgilio Horacio Barbosa

Área de Unidades de Coordinación Regional Ing. Germán Matías Holgado

UNIDADES ORGANIZATIVAS DEL ENARGAS

El presente documento fue desarrollado por un equipo de trabajo conformado por el Lic. Diego Fernando Guichon, el Lic. Javier Marcelo Biloni y la Dra. Marina Iliana Suárez.


Definición del problema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Objetivos propuestos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

Análisis de impacto de la intervención . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

Resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

Bibliografía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

Anexo Proyectos de Evaluación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

CONTENIDOS


DEFINICIÓN DEL PROBLEMA

La expansión de las redes de distribución de gas, cuando las mismas constituyen una actividad rentable, recae en una obligación de las licenciatarias, conforme al punto 8.1.3 de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución, aprobadas por el Decreto N° 2255/1992, Anexo B, Subanexo I.

Entre los años 2002 y 2016, los márgenes de distribución no se actualizaron de acuerdo a la evolución de los costos del servicio, tornando antieconómica casi cualquier obra de expansión de red. En el año 2017, se concluyó una Revisión Integral de Tarifas (RTI), que revirtió esta situación. En dicha ocasión se consideró necesario promover un conjunto de inversiones obligatorias, incluyendo expansión de los servicios de distribución de gas.

Se trataba no solo de recomponer las condiciones de seguridad y confiabilidad del servicio, sino también de comenzar a atender un conjunto significativo de demandas postergadas, ya sea mediante la ejecución de obras de refuerzo que permitieran brindar factibilidades de suministro adicionales sobre redes ya existentes, o bien, a partir del desarrollo de nuevas redes.

En dicha oportunidad los proyectos de inversión fueron propuestos por las Licenciatarias y la selección de los mismos quedó a criterio del ENARGAS en base a consideraciones técnicas y económicas, que debieron realizarse en un corto periodo de tiempo, en base a análisis simplificados, que no incluyeron aspectos pertinentes, tales como los estudios de costo – beneficio que permitieran entender mejor los impactos que implicarían para la sociedad en su conjunto.

En este marco, es oportuno realizar un análisis de impacto regulatorio ex post de las decisiones adoptadas, teniendo en cuenta no solo la posibilidad de cuantificar en forma más comprensiva los resultados de estas decisiones de selección de proyectos de inversión, sino también desarrollar procedimientos


que puedan ser aplicados en futuras revisiones quinquenales de tarifas, para mejorar el proceso de toma de decisiones desde su inicio. En virtud de esta situación, resulta relevante intentar hacer un análisis de impacto ex post sobre dichos planes de inversión, con el fin de obtener información relevante para futuras acciones del ENARGAS.

Para realizar el análisis de impacto regulatorio se partirá de la consideración de una Licenciataria distribuidora del servicio público de gas natural de referencia. Para el estudio del caso se prevé en el Plan de Inversiones Obligatorias la incorporación de 66.565 usuarios potenciales y una inversión total del quinquenio 2017-2021 de $2.282 millones.

Corresponde señalar que el Plan bajo análisis se encuentra actualmente en ejecución, por lo tanto y hasta que no finalice (año 2021), no se podrá obtener un resultado exacto respecto de la efectividad de la medida. Sin embargo, algunos resultados iniciales son relevantes para entender el impacto obtenido a través de las inversiones obligatorias como parte de la RTI.

Antes de la RTI las inversiones en expansiones de redes debieron ser financiadas fundamentalmente por terceros, en algunos casos entidades gubernamentales, y en otros, vecinos que se nucleaban en torno de diversas organizaciones, para promover la realización de estas obras.

El financiamiento por entidades gubernamentales ha estado afectado por la situación financiera del sector público. A pesar del esfuerzo fiscal, en Argentina tradicionalmente han existido limitaciones presupuestarias para encarar proyectos de infraestructura de estas características; por lo que, sumado a la pugna de distribución de recursos públicos en sectores como la salud, el desarrollo social y la educación, poder concretar inversiones públicas en forma directa para satisfacer la gran demanda de infraestructura resulta realmente dificultoso.

Por otro lado, el acceso al crédito para financiar una obra de infraestructura en Argentina requiere de altas tasas de interés, en comparación con otros países de América Latina, situación que acrecienta aún más las brechas entre quienes pueden financiarse a sí mismos y quienes requieren acceder al crédito.


Respecto de las iniciativas de vecinos, si bien son muy importantes, tuvieron que enfrentar diversas dificultades, entre ellas:

1) Elevados costos privados para obtener la información.

2) Problemas de Free rider entre vecinos. Esta situación se da cuando los vecinos se agrupan para financiar una obra en conjunto y alguno de ellos no se compromete a pagar la extensión de red, pese a beneficiarse con la misma.

3) Importantes costos de transacción para que un grupo determinado de vecinos, puedan identificarse entre sí, coordinarse, negociar y llegar a un acuerdo, y tener medios para forzar su cumplimiento.

4) Asimismo, el mercado financiero local tiene severas limitaciones, y el racionamiento del crédito puede obrar como una barrera de mercado.

El procedimiento de establecer un conjunto de proyectos de expansión en las inversiones obligatorias ha permitido relanzar el proceso de incorporación de nuevas áreas a la distribución de gas, a partir del financiamiento que aportan las propias tarifas.

Para el caso en estudio, se pueden observar algunos datos que demuestran que desde la RTI el sistema de distribución creció y se expandió, permitiendo la incorporación de más usuarios y una mejora en el servicio. Antes de implementación de la RTI se encontraban conectados al sistema de distribución un total de 712.502 usuarios, mientras que al año 2018 se encuentran conectados 731.145 usuarios. Es decir, 18.643 nuevos usuarios accedieron al servicio público de gas natural por redes.

También se pueden tomar en consideración las expansiones físicas del sistema de la empresa de referencia para el año 2016, según la información relevada había 12.336,8 km de cañerías instaladas de Acero y Polietileno, mientras que para el año 2018 se encuentran instaladas 12.772,5 km de cañerías.


Los proyectos de expansión de redes fueron propuestos por la Licenciataria, y del universo presentado el ENARGAS realizó una selección. Dicha selección de la cartera de proyectos incluidos respondió a criterios económicos y técnicos operativos del sistema. No se ha tenido en cuenta un criterio que cuantifique el beneficio social que genera cada obra en particular dentro del Plan de Inversiones Obligatorias autorizadas. De esta manera no se pueden visibilizar aquellos proyectos que serían más eficientes de realizar en términos de mejora en el bienestar social de la población.

Mejorando los criterios de análisis en la selección de los proyectos de expansión de redes de distribución de gas natural de aquellas obras que se encuentran incluidas dentro del Plan de Inversiones Obligatorias, se podría contar con herramientas de análisis que permitiesen mejorar el acceso al servicio de gas natural por parte de los usuarios residenciales, comerciales e industriales.

Además, con la consulta pública del análisis de impacto regulatorio se pueden visibilizar las necesidades de acceso al servicio de gas natural por parte de los usuarios potenciales, de manera tal de disminuir los costos de obtención de la información.

Para el caso que se propone estudiar, según el relevamiento de datos operativos a diciembre de 2018, en la zona de la Licenciataria bajo análisis se encuentran conectados al servicio de distribución de gas natural un total de 731.145 usuarios: de los cuales 699.814 son hogares residenciales, 30.840 usuarios comerciales y 491 usuarios de subdistribución, GNC e industrias.

Los actores relevantes son los usuarios potenciales. Se considera usuario potencial a todo aquel que pudiera llegar a conectarse al servicio de gas natural por contar con una red de distribución que pase por el frente de sus hogares, comercios y/o empresas y que solo le corresponde construir el servicio domiciliario y la instalación interna. Se considera usuario actual a todo aquel que efectivamente se haya conectado al sistema y que cuenta con medidor de gas natural instalado y en operación.


El Plan de Inversiones Obligatorias de la distribuidora bajo estudio, prevé la incorporación de 66.565 usuarios potenciales. Hasta el primer año de ejecución del proyecto se encuentran en ejecución obras que permitirían incorporar 3.125 usuarios, que incluyen a hogares residenciales, locales comerciales, Subdistribuidoras, GNC e industrias.

Estos nuevos usuarios que serían incorporados al sistema y considerados como actores relevantes han sido afectados directamente por el reemplazo de consumos energéticos sustitutos:

• El consumo de servicios energéticos con GLP presenta problemas en la seguridad del suministro que se disminuirían considerablemente con el acceso al servicio de gas natural por redes.

• El uso del GLP también presenta problemas de contaminación, debido a la incorrecta limpieza que algunos usuarios suelen hacer de las garrafas.

• La imposibilidad en el acceso al servicio público de gas natural es un factor de inequidad en la distribución del ingreso.

• La falta de acceso al servicio de gas natural genera dificultades para la promoción de la actividad industrial y comercial.

También vale la pena resaltar que existen otros tipos de actores que han sido afectados indirectamente con la ejecución del Plan de Inversiones Obligatorias. En particular en materia de generación de empleo han sido afectados los gasistas matriculados y trabajadores de la industria del gas natural por red.

Un menor consumo interno de GLP genera también otros efectos indirectos para la sociedad, tales como menores gastos gubernamentales en subsidiar este tipo de producto, y mayores saldos exportables.


La exigencia de un Plan de Inversiones Obligatorias en el proceso de Revisión Tarifaria Integral tiene como meta alcanzar los objetivos que se proponen en el Marco Regulatorio de la Industria del Gas Natural y su decreto reglamentario.

Entre los objetivos generales establecidos en el Artículo 2º de la Ley Nº 24.076, que tienen relación directa con el tema en estudio, se encuentran: (i) “Promover la competitividad de los mercados de oferta y demanda de gas natural, y alentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo”; (ii) “Propender a una mejor operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios e instalaciones de transporte y distribución de gas natural”.

En ese contexto, en el Artículo 2º del Decreto Reglamentario (Dto. Nº 1738/92) se establece que el Ente deberá atender al cumplimiento de los objetivos previstos por el Artículo 2º de la Ley, teniendo en cuenta las siguientes pautas:

• A fin de promover la competitividad de los mercados de oferta y demanda de Gas, en la aplicación de la Ley o en las sucesivas normas reglamentarias que a su amparo se dicten, se eliminarán o reducirán al mínimo posible las barreras artificiales (ya sean económicas, reglamentarias, o de cualquier otra naturaleza) que restrinjan el ingreso a dichos mercados, alentándose asimismo el incremento en el número de los usuarios de los servicios de Gas.

• Con excepción de lo dispuesto expresamente en el Artículo 83 de la Ley para el período de transición, es de interés general que el precio del Gas (excluido el precio de los servicios de Transporte y Distribución) resulte del libre juego del mercado. También resulta de interés general alentar las inversiones que aseguren adecuadamente la provisión de Gas a largo plazo, y la construcción y el mantenimiento de la infraestructura necesaria a dichos fines.

OBJETIVOS PROPUESTOS

https://www.enargas.gob.ar/secciones/normativa/marco-regulatorio.php


• En el ejercicio de sus facultades en relación al transporte y la distribución del Gas, incluyendo el cumplimiento de su obligación de asegurar tarifas justas y razonables, el Ente deberá tomar debida cuenta de (i) la necesidad de atraer nuevos capitales destinados a asegurar un servicio confiable, la expansión de los mercados y el mantenimiento adecuado de las instalaciones, y (ii) los derechos de los consumidores a acceder un servicio seguro y de largo plazo.”

Dados estos objetivos generales del Marco Regulatorio que se pretenden alcanzar, la implementación de la RTI ha requerido de un conjunto de decisiones que han apuntado en ese sentido, en donde el Plan de Inversiones Obligatorias es una herramienta más de las analizadas para dicha intervención.

Con la finalidad de estudiar concretamente como se pretendieron alcanzar los objetivos de la regulación, mediante la instrumentación del Plan de Inversiones Obligatorias, a continuación, se describirá como se realizó la selección de proyectos:

A partir del Plan de Inversiones presentado por la Licenciataria, se clasificaron las obras y proyectos de aquel en “Inversiones Obligatorias” e “Inversiones No Obligatorias” o “Complementarias”.

En lo que respecta a las Inversiones Obligatorias, son aquellas consideradas indispensables para atender la operación y el mantenimiento, la comercialización y la administración en condiciones confiables y seguras, con iguales o mayores estándares a los requeridos por la normativa vigente.

Por su parte, las Inversiones No Obligatorias o Complementarias son aquellas necesarias para mitigar, durante los próximos cinco (5) años, todo tipo de restricciones que estuvieran limitando nuevas conexiones sobre redes existentes; o aquellas inversiones necesarias para abastecer nuevas localidades o sectores que actualmente no cuentan con el servicio de gas natural por redes.


Entre los factores predominantes de la selección, se consideró el potencial crecimiento de la densidad poblacional de la zona, la necesidad de adecuación operativa y la seguridad del abastecimiento del sistema en su conjunto; inversiones consideradas indispensables para atender la operación y el mantenimiento, la comercialización y la administración en condiciones confiables y seguras del gas natural, con estándares iguales o mayores a los requeridos por la normativa vigente.

A los efectos de meritar los proyectos que serían incluidos en el Plan de Inversiones a desarrollarse durante el quinquenio, las presentaciones de cada Licenciataria fueron sometidas a análisis técnicos, por parte del ENARGAS, para determinar que la magnitud y/o características tuvieran relación con la potencial cantidad de usuarios que se verían beneficiados por cada uno de los emprendimientos.

Además, se verificó que estuviesen cubiertos todos aquellos aspectos que atiendan las necesidades para la continua y correcta atención de los usuarios, como así también que permitan la adecuada prestación del servicio en las condiciones que define la normativa vigente.

Con el objeto de obtener una correcta evaluación de los proyectos presentados y de las adecuaciones efectuadas con posterioridad, el ENARGAS realizó constataciones sobre las características de obras por muestreo en base a tareas y contrataciones similares.

Ellas, apuntando al levantamiento de restricciones y posibilidad de abastecimiento a nuevas localidades cuando estuvieren expresamente incluidas. En tal sentido, la priorización se efectuó utilizando la siguiente metodología:

En primer término, se priorizaron todas aquellas obras sobre zonas abastecidas actualmente, que servirán como refuerzo para ampliar la capacidad actual del sistema y eliminar restricciones, junto con todas aquellas inversiones operativas que serán necesarias para que la Distribuidora continúe prestando el servicio licenciado de acuerdo a las buenas prácticas de la industria.

Luego, se consideraron aquellas obras de ampliación sobre zonas no abastecidas, teniendo como prioritarias aquellas que incorporen gran cantidad de usuarios potenciales.


La regulación en materia de Inversiones Obligatorias, ya ha sido implementada. El análisis ex post que se propone realizar está enfocado en el Análisis Costo-Beneficio desde el punto de vista de la sociedad que se beneficia por la realización de un proyecto de distribución de Gas Natural.

El Análisis Costo Beneficio es una herramienta de análisis económico que requiere que los efectos positivos (beneficios) y negativos (costos) que genera la implementación del Plan de Inversiones Obligatorias sea cuantificado de manera monetaria. Para ello se realizó una evaluación social a 20 años.

Se propone realizar dicho estudio sobre el Plan de Inversiones Obligatorias para una Distribuidora de Gas Natural de referencia. En este sentido se tuvieron en cuenta 5 proyectos de diversas características.

Para la elaboración de la metodología se tomó una curva de incorporación de usuarios que paulatinamente se irán conectando al servicio de gas natural, hasta alcanzar la totalidad de la población potencial en el año 10 del proyecto. El consumo de gas natural promedio por hogar contemplado es de 800 m3/año de acuerdo a la demanda histórica de la zona de distribución.

Se utilizó una tasa de descuento real del 9,33 % acorde al costo del capital surgido del proceso de Revisión Tarifaria Integral para las empresas distribuidoras de gas natural.

Se tuvieron en cuenta los siguientes costos y beneficios:

• Beneficios monetizados directos

El principal beneficio monetizado es el ahorro por sustitución de GLP. Se calculó como la diferencia de egresos de un hogar representativo que

ANÁLISIS DE IMPACTO DE LA INTERVENCIÓN


consumía GLP y el gasto que representaría el consumo con Gas Natural. Para este cálculo se tomaron las tarifas plenas aprobadas por RTI para la distribuidora de referencia y los precios de las garrafas de GLP de acuerdo a la Resolución 287-E/2017.

Es necesario tener en cuenta que parte del consumo de GLP de los usuarios era subsidiado por el Estado Nacional de acuerdo al programa HOGAR. De acuerdo a las cifras oficiales 2,5 millones de personas perciben dicho subsidio sobre un total de 4 millones de hogares potenciales. Por lo tanto, se ponderó que el 62% del consumo con GLP percibía un precio subsidiado dentro del programa Hogares con Garrafas (HOGAR). De este análisis surge que el beneficio por sustitución de consumos energéticos es de $1.433 por año por usuario.

• Beneficios monetizados indirectos

Otro beneficio que vale pena mencionar es la revalorización del inmueble de los hogares que pasarían a contar con servicio de red de distribución de gas natural. Para la valuación de este beneficio se utilizó el método de precios hedónicos de acuerdo al reglamento de financiamiento de proyectos de inversión del PROGRAMA DE INVERSIONES MUNICIPALES - CONTRATO DE PRÉSTAMO BID N° 2929/OC-AR.

Este se basa en pensar el valor de un producto diferenciado (inmueble) como la suma de los valores de los atributos (tamaño, tipo de construcción, infraestructura disponible, etc.) que dicho producto posee. La idea central es que los atributos no se transan explícitamente en los mercados, sino que componen un paquete de características que se transfieren junto con los derechos de propiedad del bien o servicio. Sobre esta idea y utilizando técnicas econométricas es posible determinar una “ecuación hedónica”, a través de la cual se puede estimar el aumento en el precio del bien ante una mejora en uno de sus atributos (saneamiento, pavimento, red de gas, etc.). Por tanto, el aumento en el precio del inmueble resultante de la realización de una inversión en infraestructura es el beneficio económico de realizar dicha red de distribución. Es decir que los beneficios de un proyecto de infraestructura estarán dados por el incremento en el valor inmobiliario del conjunto de los inmuebles ubicados en el área beneficiada por dicha infraestructura.


Dado el elevado costo que requiere la estimación econométrica de una ecuación de precios hedónicos, se utilizó un método simplificado. Este consistió en la realización de un muestreo en páginas inmobiliarias en las que se obtuvieron los valores medios de mercado de las propiedades en el área a ser intervenida (situación sin programa), y en la estimación de la valorización predial esperada (situación con proyecto) considerando los resultados obtenidos por Ronconi, Casazza y Monkkonen (2012)1. Según este trabajo cada elemento adicional de infraestructura (agua, red de gas, cloaca, desagüe pluvial, electricidad, iluminación, calle pavimentada) produce, en promedio, un incremento del precio del 10% de la inmueble.

Para el cálculo de los beneficios se procedió a determinar el área de influencia directa que abarca a la totalidad de los inmuebles frentistas a la obra de infraestructura. Se excluyó del análisis el área de influencia indirecta que se integra por la superficie de los inmuebles que se encuentran dentro de un área de 150 metros de las obras. El área de influencia indirecta intenta reflejar el beneficio que obtienen quienes están cerca de la nueva infraestructura, aunque no resultan provistos en forma directa por éstas.

Se computaron la totalidad de los metros cuadrados de superficie y de los metros cuadrados construidos sobre esa superficie, en función de los datos se estimó una amplitud de 200 m2 promedio y que el 70 % de los terrenos poseen superficies edificadas, mientras que un 30% son terrenos sin construir. De acuerdo al informe de relevamiento de precios de inmuebles se estimaron los precios promedio de los terrenos en USD 30/m2 para una superficie sin construir, y de USD 300/m2 para una vivienda tipo.

Otro elemento considerado para el análisis es el ahorro del Estado Nacional en subsidios al programa Hogares con Garrafas. Debido al menor consumo de Garrafas de GLP, se estima que el Estado Nacional tendrá que erogar menos subsidios, lo que representa un beneficio para la toda sociedad en su conjunto. Para su cálculo se tomó el diferencial de egresos de la sociedad que abonaba un precio de garrafas de GLP sin subsidios del programa HOGAR y aquellos que si contaban con dichos subsidios.

1. Lucas Ronconi, Juan Casazza, Paavo Monkkonen y Eduardo Reese (2012) “Análisis de las características del funcionamiento del mercado de suelo en tres ciudades de la Argentina: Buenos Aires, Córdoba y Rosario”. Estudio realizado con el apoyo de la Red de Centros de Investigación de América Latina y el Caribe del Banco Interamericano de Desarrollo. El trabajo estima una ecuación de precios hedónicos a partir de información de 431 inmuebles (236 en los nueve municipios seleccionados de Buenos Aires, 118 en Córdoba y 77 en Rosario), incorporando las siguientes variables: tamaño del lote, distancia al distrito central y centro comercial, distancia a servicios públicos (hospital, escuela, plaza, policía y parada de transporte público), distancia a villa miseria, presencia de basural en la cercanía, NBI, numero de barrios cerrados en el municipio, servicios de Infraestructura, tenencia de título de propiedad, factor ocupación total y zonificación (vivienda, comercial, industrial).

https://ideas.mercadolibre.com/ar/inmuebles/cuanto-aumentaron-las-propiedades-en-cordoba-y-santa-fe/


• Beneficios no monetizados

Vale la pena mencionar que a los fines del análisis no se pudieron monetizar los siguientes beneficios: ahorro de tiempo en la compra de la garrafa de GLP, ahorro por consumos de otros servicios energéticos, la seguridad del suministro de gas natural en comparación al GLP, generación de empleos, menor emisión de gases de efecto invernadero, entre otros.

• Costos monetizados directos

El principal costo a tener en cuenta es la inversión en instalaciones internas, gabinete y conexión, inversión en artefactos gasodomésticos que debieran realizar los hogares para contar con el servicio de gas natural una vez que la distribuidora haya hecho la inversión en redes de distribución.

Para cuantificar estos costos en los cuales debe incurrir el usuario, se elaboró el siguiente presupuesto a abril de 2017:

INSTALACIONES INTERNAS CANTIDAD PRECIO X UNIDAD MONTO

MATERIALES

Cañería Interna (enterrada, embutida, aérea) 15 metros $ 570 $ 8.556

Gabinete simple de gas 1 unidad $ 2.672 $ 2.672

Boca Artefacto Nuevo 2 unidades $ 472 $ 944

MANO DE OBRA

Gasista matriculado 40% $ 5.000

CONEXIÓN ARTEFACTOS

Calefon a gas 14 l 1 unidades $ 7.000 $ 7.000

Piquito ampliador de diámetro 6 unidades $ 290 $ 1.740

TOTAL $ 25.912


En esta instancia, también se considera como el gasto de los hogares en el cual deben incurrir para abonar Tasas Y Cargos por conexión del servicio. Se consideraron los siguientes ítems de tareas:

• Costos monetizados indirectos

El Estado Nacional participa activamente la promoción de inversiones de Gas Natural para la explotación de yacimientos locales a través del otorgamiento de subsidios. También destina fondos estatales a la importación de gas natural proveniente de Bolivia y del Gas Natural Licuado en barcos. Además, subsidia el precio del gas natural a aquellos usuarios incluidos dentro de la Tarifa Social. Por lo tanto, se incorporaron al análisis las mayores erogaciones que el Estado Nacional debería realizar por cada metro cubico de gas natural de consumo que genere cada proyecto. De acuerdo a estimaciones realizadas, el Estado Nacional cubría una brecha del 30% de la diferencia existente entre el precio de oferta del gas natural y lo que pagaba efectivamente la Demanda.

• Costos no monetizados

Vale la pena mencionar que no todos los costos se pueden monetizar, se dejaron fuera del análisis los egresos de divisas por importación de Gas Natural, Costos de Operación y Mantenimiento, de Comercialización y de administración de la red de distribución, Costo de Inversión de la distribuidora en redes, etc.

TASAS Y CARGOS MONTO

9 - Rotura y Reparación de veredas BP/MP $ 1.922

12 - zanjeo y tapada BP/MP $ 912

16 - servicio completo sin zanjeo y tapada $ 4.065

18 - colocación medidor <10 m3/h $ 350

TOTAL $ 7.249


De acuerdo a la metodología descripta, para un proyecto de distribución de gas natural de 123.000 metros de red que permitirán beneficiar a 6.715 usuarios los resultados son los siguientes:

RESULTADOS

CONCEPTOS VALOR PRESENTE PARTICIPACION

Costo Fiscal Estado Nacional Gas Natural $ 56.077.180 25%

Costo de Conexión usuarios $ 164.283.363 75%

SUBTOTAL COSTO SOCIAL $ 220.360.543

Beneficios Directos por sustitución energético $ 124.209.634 24%

Beneficio Fiscal Estado Nacional GLP $ 65.874.423 12%

Beneficios Indirectos por revalorización de inmuebles $ 336.768.757 64%

SUBTOTAL BENEFICIO SOCIAL $ 526.852.814

BENEFICIO SOCIAL NETO $ 306.492.270

Es decir, que el proyecto “A” genera aproximadamente 306 millones de pesos de beneficios sociales a precios de abril de 2017. Es importante destacar que, los beneficios por revalorización de inmuebles tienen una incidencia destacada en la evaluación del proyecto.


A nivel agregado, para los 5 proyectos analizados calculados de acuerdo a la metodología descripta anteriormente, se pueden observar los siguientes resultados:

Es decir que, de acuerdo al muestreo de proyectos analizado, en Obras de expansión del sistema de Distribución en Baja Presión, por cada $1 de inversión que la Distribuidora destina se generan beneficios sociales por $10,7. En Obras de Refuerzos de Media Presión, por cada $1 de inversión que la Distribuidora se generan beneficios sociales por $12,44. Mientras que, en obras de Alta Presión el beneficio social es de $0,29. Estas resultados se obtienen teniendo en cuenta las particularidades de cada proyecto, en donde se destacan algunos factores influyentes tales como la densidad demográfica, la conexión de la demanda potencial, la eliminación de restricción de capacidad operativa del sistema, etc.

El Plan de Inversiones Obligatorias de la distribuidora bajo estudio, prevé la incorporación de 66.565 usuarios, que incluyen a hogares residenciales, locales comerciales, Subdistribuidoras, GNC e industrias.

Estos nuevos usuarios que serían incorporados al sistema, han sido afectados directamente por el reemplazo de consumos energéticos sustitutos, gracias la inversión realizada por la Distribuidora.

DETALLE DE OBRA INVERSIÓN FINANCIERA BENEFICIO SOCIAL RELACIÓN BENEFICIO / INVERSION

A - Construcción de 123.000 metros de red de distribución en baja

presión. La obra beneficiará a 6.715 clientes residenciales.$ 31.167.095 $ 306.492.270,31 $ 9,83

B - Construcción de 157.000 metros de red de distribución en

baja presión. La obra permitirá dar suministro a 8.062 clientes

residenciales.

$ 31.837.722 $ 367.973.296 $ 11,56

C - Construcción de una ERP 10/1,5 bar con su ramal de alimentación

de 150 metros en cañería de acero de diámetro 4" e 400 metros de

interconexiones de red en media presión. Permitirá la incorporación

de 2.000 clientes residenciales.

$ 5.967.726 $ 91.285.859 $ 15,30

D - Construcción de 50 metros de gasoducto en cañería de acero de 2" y

una ERP de 25/1,5 Bar. La obra de Alta Presión tiene potencial para

116 clientes residenciales, 9 clientes del SGP y caudal para clientes

industriales.

$ 19.819.178 $ 5.705.366 $ 0,29


De acuerdo al análisis realizado, si los usuarios financiasen ellos mismos las obras de expansión del sistema el Análisis Costo beneficio privado arrojaría perdida de bienestar para la sociedad.

Desde el punto de vista de la sociedad, los resultados son más que positivos en términos globales. Se evidencia de acuerdo al muestreo realizado, que las obras de refuerzo de Media Presión generan un Beneficio Social Neto que puede llegar a ser superior al de las obras de extensión en Baja Presión, lo que demuestra que el criterio de selección de proyectos adoptado durante la RTI fue eficiente desde el punto de vista social.

Entre los factores predominantes de la selección de proyectos dentro del Plan de Inversiones Obligatorias, se consideró el potencial crecimiento de la densidad poblacional de la zona, la necesidad de adecuación operativa y la seguridad del abastecimiento del sistema en su conjunto; inversiones consideradas indispensables para atender la operación y el mantenimiento, la comercialización y la administración en condiciones confiables y seguras del gas natural, con estándares iguales o mayores a los requeridos por la normativa vigente.

Por lo tanto, el Análisis de Impacto Regulatorio brinda evidencia de que, en primer lugar, el criterio de selección proyectos adoptados en la RTI con el criterio de priorizar la mejorar calidad y seguridad del servicio de aquellos usuarios existentes ha sido eficiente desde el punto de vista social. Por otro lado, también se brinda evidencia de que la incorporación de usuarios potenciales a través de la expansión del sistema distribución genera beneficios sociales para toda la población.

No obstante, se reitera que el análisis realizado parte del muestreo de proyectos de Inversión de una distribuidora de Gas Natural de referencia, y por lo tanto para profundizar en premisas generales se deberá extender el análisis a todos los Planes de Inversión de las prestatarias.


• COFEMER (2013), “Guía para evaluar el Impacto de la Regulación”. Publicaciones de COFEMER. México.

• Lucas Ronconi, Juan Casazza, Paavo Monkkonen y Eduardo Reese (2012). “Análisis de las características del funcionamiento del mercado de suelo en tres ciudades de la Argentina: Buenos Aires, Córdoba y Rosario”. Red de Centros de Investigación de América Latina y el Caribe del Banco Interamericano de Desarrollo, Buenos Aires.

• OFGEM (2013) “Guidance on Impact Assessments”. OFGEM Publishing. London

• OECD (2019), “Better Regulation Practices across the European Union”, OECD Publishing, Paris.

• UE (2009), “Impact assessment guidelines”, European Commission.

BIBLIOGRAFÍA

https://www.enargas.gob.ar/secciones/evaluacion-impacto-regulatorio/archivos/metodos-y-metodologias.pdf

https://bit.ly/2P08xCN

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https://www.ofgem.gov.uk/system/files/docs/2016/10/impact_assessment_guidance_0.pdf

https://doi.org/10.1787/9789264311732-en

https://ec.europa.eu/smart-regulation/impact/commission_guidelines/docs/iag_2009_en.pdf


ANEXO PROYECTOS DE EVALUACIÓN

BAJAR PLANILLA EXCEL DE PROYECTOS DE EVALUACIÓN

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