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ECONOMÍA
GNL importado: La factura argentina de junio
CLARÍN/ENERNEWS

Según la consultora de Aranguren a los productores locales se les paga menos

11/07/2021

MARTÍN BIDEGARAY

El país necesitó 178,3 millones de metros cúbicos de gas durante junio. Como produce 116 millones, el resto hubo que importarlo, a través de Bolivia o los buques regasificadores.

“El sobrecosto del sistema totalizó los US$ 365 millones durante junio”, afirma un informe de la consultora Energy Consilium, encabezada por Juan José Aranguren. Al tipo de cambio oficial, son $ 36.500 millones que el país está pagando en exceso por consumir gas extranjero y no local.

Esa limitación encuentra dos orígenes: los productores locales reciben un menor precio que los extranjeros, pero también hay limitaciones estructurales en “la infraestructura de transporte y compresión”, es decir los gasoductos por los que debe salir el gas. La administración anterior lanzó una licitación de gasoductos, para poder sacar el gas de Vaca Muerta, pero el proyecto fue discontinuado.

Consilium considera “sobrecosto” a “las importaciones de gas natural procedentes de Bolivia y de las terminales de regasificación, como los consumos de combustibles alternativos en las centrales de generación térmica” porque representan demanda de gas natural que no pudo ser abastecida con producción local, “ya sea por razones de baja producción local o limitaciones en la infraestructura.

En este sentido, puede cuantificarse un sobrecosto -evitable en el largo plazo- en el abastecimiento del sistema, por estas razones”, marcó el estudio.

El cálculo de Aranguren ex ministro de Energía de Mauricio Macri, está hecho sobre el pago de US$ 4 por millón de BTU (la unidad de medida del sector). “En el caso de la importación desde Bolivia, podrían haberse ahorrado US$ 23 millones en junio de 2021. En el caso del gas importado mediante las terminales de regasificación (cuyo costo de reemplazo incluye el precio CIF de importación más el gasto de regasificación), el ahorro potencial pudo haber sido de US$ 129 millones en junio”, expresa.

Pero el mayor ahorro podría haber venido en la generación eléctrica. Allí, por la ausencia de gas para las usinas eléctricas, se usaron combustibles líquidos que son más caros. La menor demanda de divisas “podría haber venido de la sustitución de los combustibles alternativos quemados en las centrales de generación térmica, con US$ 213 millones en junio de 2021. Para la sustitución de este producto energético, se consideró un precio de US$ 4,6 por millón de BTU, como precio tope para las compras de gas natural por parte de Cammesa (la administradora mayorista del sistema eléctrico)”, puntualiza.

“Si bien en el corto plazo no sería posible sustituir todas las importaciones de gas natural y el consumo de combustibles alternativos con producción local, debido a las restricciones de transporte, existen posibles obras de ampliación de la capacidad de transporte que en el mediano plazo podrían solucionar este problema”, considera Consilium.

Gustavo Lopetegui, último secretario de Energía de la administración de Mauricio Macri, tenía planes de gasoductos (que continuaban estudios realizados durante la gestión de Aranguren).

El precio percibido por los productores de gas en mayo en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST), neto de subsidios, fue US$ 2,4 por millón de BTU. ”Se utiliza un precio mayor en este ejercicio por considerarse que el incentivo de precio constituye, en el corto plazo, un requerimiento para el incremento de la producción local de gas natural”, consideró Aranguren.

En su época de ministro, Aranguren impulsó la resolución 46, con un precio “estímulo” para la producción de gas en Vaca Muerta. Esa resolución empujó a empresas como Tecpetrol (de Techint) a lograr niveles de producción récord, con tanto gas que el Gobierno de ese momento despidió el buque regasificador en Bahía Blanca.

Sin embargo, la misma administración de Cambiemos reinterpretó la resolución 46, decidiendo los estímulos según el momento en que las empresas se habían anotado. Ese cambio desalentó a los productores.

La actual administración estuvo sin ningún plan de estímulo al gas hasta noviembre de 2020. Cuando lo lanzó, consiguió interesados en cubrir la cuota de producción esperable, pero no la suficiente para superar el invierno.

De esa forma, el Gobierno volvió a recurrir a un segundo buque regasificador de importaciones de GNL, en Bahía Blanca. El mismo que se había ido en 2018, cuando parecía que al país le sobraba gas, volvió hace unos meses. El buque regasificador de Escobar nunca se fue.


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*La información y las opiniones aquí publicados no reflejan necesariamente la línea editorial de Mining Press y EnerNews

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