Ya comenzaron las interrupciones de suministro. El NOA aparece como la región más comprometida. Suba del GNL importado. Reclamo aceitero contra Enarsa.
Pese al potencial de Vaca Muerta y las inversiones anunciadas al amparo del RIGI para convertir al país en un jugador energético global, el tercer invierno de la gestión de Javier Milei va camino a registrar una elevada cantidad de restricciones de suministro y cortes de gas que afectarán a las estaciones de GNC e industrias del interior.
El cierre de las importaciones que llegaban de Bolivia, la declinación productiva de la cuenca Noreste, la falta de capacidad de transporte, una reconfiguración a destiempo del sistema gasífero y el salto del precio del GNL por la guerra en Medio Oriente amenazan con dejar a las industrias y grandes usuarios de Córdoba, Santiago del Estero, Tucumán y del NOA con serios problemas de abastecimiento de gas.
Un anticipo del complejo panorama que se avecina se registró esta semana con las primeras interrupciones de suministro que afectaron a unas 130 fábricas cordobesas y estaciones de GNC de la región del NOA.
Ante los cortes aplicados por la distribuidora para atender el aumento del consumo residencial provocado por las bajas temperaturas, la Unión Industrial de Córdoba (UIC) advirtió: “Estamos ante una situación especialmente alarmante porque ocurre antes del período de mayor demanda, evidenciando una seria falta de previsibilidad en el abastecimiento energético”.
Por más que muchas industrias están expuestas a los cortes por tener contratos interrumpibles con tarifas más bajas, los técnicos del sector consultados por Letra P destacaron que resulta llamativo que las interrupciones lleguen en días en los que el frío todavía no alcanzó los niveles previstos para mediados de junio.
Los directivos de la UIC alertaron además que “la industria no puede producir bajo incertidumbre diaria ni absorber sobrecostos extraordinarios derivados del uso forzado de combustibles alternativos”. Mediante un comunicado, señalaron que “cuando una empresa debe reemplazar gas por combustibles más caros, el costo de producción aumenta de inmediato e impacta directamente en la competitividad, reduciendo capacidad productiva y sumando presión sobre los precios”.
Por su parte, la exsecretaria de Energía y actual senadora Flavia Royón sostuvo que “la reasignación de la capacidad de transporte que realizaron las autoridades nacionales y la demora de las plantas compresoras del Gasoducto Norte dejaron a las industrias de Salta y Tucumán en una situación de desventaja y con riesgo de afrontar hasta 80 días de cortes de gas”.
Los datos operativos del sistema muestran que, durante las últimas dos décadas, las provincias norteñas cubrían los picos de consumo invernal —de hasta 22 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d)— con un esquema compuesto en un 70% por importaciones de Bolivia y un 30% por producción de la cuenca Noroeste.
Sin el gas boliviano, actualmente el NOA dispone apenas de 2,5 MMm3/d provenientes de la cuenca Noroeste y otros 15 MMm3/d que llegan desde Vaca Muerta tras la reversión del Gasoducto Norte, que todavía no funciona a pleno por la falta de terminación de dos plantas compresoras. Cuando lleguen los días de temperaturas más bajas, esa provisión alcanzará únicamente para cubrir la demanda prioritaria y dejará entre 4,5 y 5 MMm3/d sin abastecer para industrias.
El vicepresidente de la Asociación Citrícola del Noroeste Argentino (ACNOA), Martín Galiana, explicó que “el pico productivo coincide con el período invernal y no podemos parar por mantenimiento como otras industrias. La fruta y la caña tienen su ciclo y hay que procesarlas en el momento”.
Añadió que “Tucumán concentra cerca del 70% de la producción nacional y tanto la industria citrícola como la sucroalcoholera son claves para el empleo y la actividad económica. El problema central no es la falta de gas en origen, sino la imposibilidad de transportarlo”.
En tanto, el presidente del Centro Azucarero Argentino (CAA), Jorge Feijóo, reconoció que la situación es “muy complicada por la restricción de abastecimiento y el fuerte aumento del precio del gas”. Agregó que “las autoridades nacionales deberían comprender que a esta industria le resulta imposible asumir el precio del GNL importado, que quintuplica el valor pagado el año pasado”.
Las nuevas reglas de juego para el negocio gasífero que implementaron Milei y el ministro de Economía, Toto Caputo, establecen que la estatal Enarsa seguirá siendo responsable de atender la demanda prioritaria de hogares, hospitales y escuelas. En cambio, las industrias y las generadoras eléctricas —a través de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa)— deberán comprar por su cuenta el gas importado necesario para cubrir la demanda invernal.
Según las proyecciones privadas, entre mayo y agosto deberán ingresar 25 barcos de GNL a la planta regasificadora de Escobar, con un costo cercano a los u$s 1000 millones.
El año pasado, el precio del GNL osciló entre u$s 10 y u$s 13 por millón de BTU (MMBTU). Tras la escalada bélica en Medio Oriente, el valor actual se ubica entre u$s 21 y u$s 23 por MMBTU.
Para evitar que el mayor costo del GNL se traslade a las facturas residenciales y presione sobre la inflación, Caputo aprobó un esquema que mantiene estable el precio del gas durante los meses de mayor consumo y posterga para el verano el recupero de la diferencia derivada del combustible importado.
En cambio, las industrias que deban salir a comprar GNL tendrán que absorber el mayor costo o trasladarlo a los precios finales de sus productos.
Hasta ahora, Enarsa compró nueve barcos de GNL que subastó la semana pasada. Las distribuidoras adquirieron solo un cargamento para completar la atención de la demanda prioritaria; las industrias y usinas se quedaron con cuatro y las comercializadoras con los cuatro restantes.
La reventa del GNL generó ruido y polémica en el sector porque Enarsa aplicó un cargo de u$s 5,16 por MMBTU en concepto de costos operativos y regasificación, un valor 47% superior al de referencia que había establecido tres semanas antes cuando licitó la contratación de un “agregador comercial privado” para encargarse de las importaciones.
Tras tomar como referencia el valor inicial de u$s 3,50 informado por Enarsa, el Gobierno desestimó las ofertas presentadas por Naturgy y Trafigura, que habían cotizado un costo de u$s 4,51 por MMBTU.
Sin embargo, al momento de subastar los cargamentos, Enarsa sumó u$s 1,66 adicionales y elevó el cargo operativo hasta los u$s 5,16 por MMBTU.
El cuestionamiento más fuerte provino de la Cámara de la Industria Aceitera de la República Argentina (CIARA). Mediante una nota dirigida a la secretaria de Energía, María Tettamanti, la entidad advirtió que “el costo de regasificación no guarda proporción con la referencia internacional y requiere una explicación técnica que el sector no puede suplir con la información disponible”.
La cámara presidida por Gustavo Idígoras reclamó además que Enarsa “provea con carácter urgente una explicación de por qué aplicó ese aumento” y que, para futuras subastas, “el costo de regasificación sea comunicado con 72 horas de antelación, de manera que la demanda pueda evaluar el precio total del GNL antes de estructurar una oferta”.
