El invierno ya está a la vista. Y en la Secretaría de Energía se arma contrarreloj el complejo esquema que permita sumar el gas necesario para afrontar el pico de la demanda de los meses más fríos con la menor restricción posible para las usinas eléctricas y los usuarios industriales, y el menor costo para el fisco por las importaciones que serán necesarias.
El Plan Gas.Ar vigente desde el 1° de enero fue un intento de apurar decisiones para incentivar la producción, pero lo ofrecido por las productoras en las dos licitaciones realizadas resultó menor a lo esperado. A ello se sumó que Bolivia este año podrá mandar un tercio menos de producción que en 2020, que la disponibilidad Gas Natural Licuado (GNL) a través de la terminal de Escobar ya está en su tope técnico máximo, y que la energía hidroeléctrica también se presenta con limitaciones por menores reservas de agua esperadas, lo que en conjunto alertó que las cuentas no cerraban.
Con la referencia del promedio de demanda invernal de los últimos años, podrían ser necesarios hasta 150 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas en los días de muy bajas temperaturas, de los cuales el lanzamiento del plan del Gobierno permitió cubrir un piso de 67,9 MMm3. Sin embargo, la licitación no garantizó la totalidad del gas que hará falta el próximo invierno.
Por eso, para evitar cortes masivos de suministro, el Gobierno lanzó una segunda ronda de licitación del Plan Gas. Ar que le permitió sumar un total de 8,1 MMm3 adicionales, y decidió el regreso, a partir del 26 de mayo, de un buque regasificador para la terminal de Bahía Blanca -el mismo que el Gobierno de Cambiemos había dado de baja en octubre de 2018. La medida significa una decisión que para el oficialismo hubiera sido preferible evitar pero aporta a la cuenta final.
A grandes trazos, las estimaciones del Gobierno indican que la oferta invernal -los 153 días de mayo a septiembre- se representará en un 74% por el gas nacional con 16.768 MMm3, 2.050 MMm3 de Bolivia, que cubrirá el 9% de la demanda, y 3.674 MMm3 equivalentes de GNL para cubrir el 17% restante.
El consultor energético Jorge Niemetz, con 25 años de experiencia en regulación y tarifas de una de las mayores empresas distribuidoras, consideró que recurrir a las subastas en el nuevo Plan Gas.Ar y agregar la demanda de las distribuidoras para sus usuarios residenciales y el de las usinas eléctricas “fueron muy buenas ideas, pero a todas luces insuficientes porque dejó ambos mercados insatisfechos”. “Lo que falta son los 26 MMm3 adicionales que el Gobierno les pidió a las productoras y que deberá cubrir de distintas fuentes”, un problema que el experto remontó al congelamiento de tarifas que se extendió desde 2019 a la actualidad y que explica el declive pronunciado de producción desde entonces.
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Pero también resta definir para el invierno quién pagará por la escasez, es decir, “cómo se definirá la puja por el faltante entre las industrias, las estaciones de GNC y las generadoras”. La respuesta implica determinar a qué eslabón de la demanda se le interrumpe, reduce o intercambia el servicio por el gasoil y fuel oil más caros.
Niemetz introduce en la ecuación un actor nuevo de los últimos años. “Las energías renovables son la única buena noticia con la entrada sostenida al sistema de nuevos proyectos, y las centrales de ciclo combinado mucho más eficientes reducen el consumo de gas natural”.
Desde 2008, en la canasta energética el GNL puede aportar hasta unos 40 MMm3 diarios desde las dos terminales locales, pero también otros 6 MMm3 al menos podrían venir desde los puertos chilenos de Mejillones y Quinteros, un recurso al cual el Gobierno aún no se definió a recurrir.
Gabiela Aguilar, Country Manager de Excelerate Energy, la firma que opera el buque de la terminal de Escobar y el que estuvo hasta 2018 en Bahía Blanca, explicó que el GNL “es una solución técnica a un faltante de energía y se debe considerar como la fuente externa más barata. Es la decisión que se toma en el mundo, y también en la Argentina, con la ventaja de que el país tiene su pico de demanda en contraestación al hemisferio norte y lo hace con compras spot que ofrecen mejores precios relativos”.
Sobre los precios de los cargamentos que habitualmente suman gas al sistema entre mayo y agosto, Aguilar aseguró que “los recientes valores internacionales del GNL de hasta US$ 30 no son la realidad del mercado, sino que para el invierno argentino se reducirán hasta los US$ 6 o US$ 6,5 por la oferta disponible, costos muy razonables si se comparan con los US$ 15 de los combustibles líquidos”.
“El GNL no reemplaza al gas nacional sino a los combustibles líquidos”, afirmó la titular de Excelerate. Tanto es así que estimó que “la mala decisión de no contar con uno de los dos buques regasificadores en los inviernos de 2019 y 2020 le significó al país un sobrecosto estimado en unos US$ 400 millones”.
Pero, a pesar de toda la ingeniería energética de cada invierno, el usuario industrial o las estaciones de GNC son los más afectados por los cortes que impone la alta demanda estacional. Y las petroleras comenzaron a tomar nota de eso para sumar oportunidades de negocios.
Tomás Magliano, director de Comercialización de Gas y Petróleo de Pampa Energía, explicó que “la nueva modalidad productor a productor elimina costos de intermediación, lo que permite llegar de una manera más eficiente a los clientes finales y tiene garantía de suministro”.
“A través de esta campaña de comercialización, Pampa ofrece una manera más directa a aquellas industrias que tienen al gas como un insumo importante de su cadena productiva. Sin intermediarios y con suministro asegurado, para eliminar cualquier incertidumbre en el abastecimiento”, afirmó.
La experiencia busca resolver lo que el sistema largamente no pudo: asegurar la provisión de gas no solo a los usuarios residenciales sino también a los industriales, comerciales y el GNC, que son los que aportan el gas faltante a costa de producción.
