La importación de gas para abastecer la demanda local —procedentes de Bolivia, de las terminales de regasificación y los consumos de combustibles alternativos en las centrales de generación térmicas— generaron un costo para el sistema de USD 262 millones durante agosto. La estimación fue realizada por la consultora Energy Consilium, fundada por el ex ministro de Energía Juan José Aranguren.
De acuerdo con los cálculos, si las importaciones se hubiesen podido satisfacer con producción local, se hubiese generado un ahorro de USD 1.427 millones en lo que va del año, en el acumulado de enero a agosto de 2021.
Ese valor representa representa la 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 de transporte y compresión. “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”, destacó el informe de Energy Consilium.
Para calcular este sobrecosto por la importación —que podría ser evitable en el largo mediano y plazo—, la consultora realizó un cálculo teórico sobre la sustitución de gas natural importado por gas natural producido localmente, considerando un precio sostén de corto plazo local igual a USD 4 por millón de BTU (MMBTU). Si bien el precio de junio de 2021 en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST), neto de subsidios, fue de USD 3,5 por millón de BTU (MMBTU), su utilizó un precio mayor ya que se consideró que el incentivo de precio constituye, en el corto plazo, un requerimiento para el incremento de la producción local de gas natural.
- Por la importación desde Bolivia, podrían haberse ahorrado USD 33 millones en agosto, acumulando un ahorro potencial para los primeros ocho meses de 2021 equivalente a USD 206 millones, teniendo siempre en cuenta los parámetros mencionados.
- Por el gas importado a través de las terminales de regasificación de GNL (cuyo costo de remplazo incluye el precio de importación más el gasto de regasificación), el ahorro potencial pudo haber sido de USD 178 millones en agosto, con un ahorro acumulado de USD 593 millones en lo que va del año.
- Por la sustitución de los combustibles alternativos quemados en las centrales de generación térmica el ahorro potencial arrojó un resultado de USD 52 millones en agosto y de USD 629 millones en lo que va de 2021. (Para la sustitución se consideraron 4,6 USD/MMBTU como precio tope para las compras de gas natural por parte de Cammesa).
En el mes de agosto, que tuvo una temperatura promedio país de 12,2°C, la demanda total potencial de gas natural fue de 172,3 millones de m3 por día, una caída de 5% respecto a julio y una suba de 14,8% en la comparación interanual. Esa demanda fue abastecida mediante una producción local de 123,5 millones de m3 por día e importaciones procedentes de Bolivia y desde las terminales de GNL (Escobar y Bahía Blanca) por 12,3 y 30,6 millones de m3 por día, respectivamente. El consumo de combustibles alternativos para generación eléctrica fue de 6,7 millones de m3 por día.
Con todo, la inyección de gas natural procedente de las cuencas productivas locales lleva cuatro meses consecutivos de incremento. Alcanzó los 123,5 millones de m3 por día en agosto, un 3% más en comparación con el mes anterior y ya suma 9,9% de incremento en la medida interanual.
La inyección desde la cuenca Neuquina dentro del sistema de transporte troncal fue de 74,3 millones de m3 por día en agosto de 2021, un 4,4% más que en julio de 2021. En contraste con las cuencas de la zona sur de país (Austral y Golfo San Jorge), que cayeron en la comparación interanual con variaciones de -3,2% y -11%, respectivamente, la cuenca Neuquina incrementó su producción en 10 millones de m3 por día, un 15,6% más.
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