SANTIAGO SPALTRO

El 16 de junio del año pasado sucedió algo inédito: casi todo el país, excepto algunas contadas localidades, y países limítrofes interconectados como Uruguay y Paraguay sufrieron un apagón masivo o blackout. 

Faltan dos semanas para el primer aniversario de ese corte en la energía eléctrica en toda la Argentina, motivado principalmente por una sobrecarga en las líneas de Extra Alta Tensión en 500.000 voltios (500 kV) al aprovechar y despachar los excedentes de agua importados de Brasil a costo cero para reducir las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y de combustibles líquidos. 

Con una histórica sequía en Brasil, en donde nacen los ríos Paraná y Uruguay, importar más energía hidroeléctrica en este invierno no será una opción. Las bajantes en esos ríos son las peores en los últimos 50 años y la generación de energía en las represas Yacyretá y Salto Grande, muy por debajo de su potencial. 

Por eso, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) definió una arriesgada estrategia para el abastecimiento de las usinas el mes que viene. A través del Mercado Electrónico de Gas (Megsa) licitó las compras de gas natural para las centrales térmicas con precios máximos iguales a los de la distribución y muy por debajo de las referencias invernales. La sociedad mixta de administración estatal consiguió 27 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), de los cuales las petroleras estarán obligadas a entregar nada más que 8,1 MMm3/d -por la cláusula de deliver or pay (entregar o pagar) de 30%-, a un precio promedio de US$ 2,54 por millón de BTU en boca de pozo. 

El volumen ofertado es un 57,2% menor que el que las productoras ofrecieron para mayo y el precio promedio ponderado para el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), un 57,7% más que en el corriente mes. 

La decisión de Cammesa de fijar en junio los mismos precios máximos por cuenca que para mayo generó críticas entre las petroleras, pero la jugada fue explicada a Energía On por el Gobierno: “Bajamos el precio de referencia para que el gas vaya primero a la demanda prioritaria (hogares y comercios), que quedó más caro.  

Esa fue siempre nuestra idea y si sobra en ese segmento, las productoras lo destinarán para la generación eléctrica a precio de corte, como pasó otras veces que hubo que salir a buscar gas por sobre el volumen de la subasta”. 

En el invierno, las centrales termoeléctricas son las que deben ‘cerrar’ la demanda de gas, dado que los otros segmentos necesitan sí o sí el fluido: hogares, comercios, industrias y automóviles que funcionan con Gas Natural Comprimido (GNC).  

Las plantas de energía eléctrica, en cambio, pueden usar combustibles líquidos como gasoil o fuel oil, más caros. La proyección, de todos modos, es que se necesitará muy poco consumo de esos líquidos, y que las usinas conseguirán gas en el mercado spot. 

Antes de recurrir a esa última instancia, se podrá maximizar la importación de Bolivia y de GNL vía Escobar, en Buenos Aires, con el barco regasificador de Excelerate Energy contratado por YPF e Integración Energética Argentina (Ieasa, ex Enarsa). Incluso, algunos sugieren manejar la alternativa de comprar gas a Chile, como pasó entre 2016 y 2018, una opción políticamente inviable por las reminiscencias que trae la gestión de Mauricio Macri a un gobierno de otro signo político. 

Según fuentes del sector la capacidad de regasificación del buque de Escobar se encuentra en estos momentos al tope y además se solicitó adelantar dos días el cargamento que debía llegar el próximo 3 de junio.  

En tanto que también desde el mercado trascendió que es  posible que Cammesa deba utilizar combustibles líquidos para la generación eléctrica a un precio que no sería menor a los 7 u 8 dólares por millón de BTU. 

Un analista del mercado, que pidió no ser mencionado, sostuvo que el bajo volumen ofertado por las petroleras evidencia las primeras señales de escasez de gas y que fue una “declaración de guerra” contra el gobierno.