Un invierno corto y una demanda ajustada son las variables que guían este año la política energética
El demorado descenso de las temperaturas estivales casi a las puertas del invierno hizo sacar papel y lápiz otra vez a los administradores de la política energética nacional y vino el primer apagón selectivo a las industrias.
<p>Llegaron los primeros fríos y, a diferencia de años anteriores, en esta oportunidad no serán sólo las restricciones y los cortes las herramientas excluyentes para nivelar la oferta y demanda de energía: en el comando superior de la cartera de Planificación se tiran proyecciones sobre un aflojamiento en los requerimientos de los grandes usuarios, por un ajuste no declarado de la actividad económica. <br /><br />Aunque el puntapié inicial que dio el ministro Julio de Vido pareció ir en la misma dirección que siempre. Replicó la sentencia política: "no hay lugar para los tibios" al bajarle la llave de suministro a tres centenares de empresas, que si literalmente no quedaron heladas fue porque apelaron a los equipos electrógenos que incorporaron en las plantas para no detener la producción.<br /><br />El todavía intenso ritmo de actividad fabril tiene su costo plus: durante el veranito de días pasados, mantenerlo sin paros obligó a las compañías a cerrar un acuerdo laboral con los metalúrgicos superior al 30 % y con la llegada de los primeros fríos, a apelar a sus usinas portátiles que funcionan con combustible caro y escaso también con igual propósito.<br /><br />En todo este tiempo, el barco regasificador contratado por Enarsa y traído por Repsol para cubrir los primeros faltantes del fluido aún no logra atracar en el puerto de Bahía Blanca. <br /><br />Debía haber arribado ayer, pero no lo hará hasta pasado mañana porque faltaban ajustes para recibirlo en el muelle de la petroquímica Mega. De este modo, de hecho se posterga hasta el comienzo del invierno la inyección portuaria de 8 millones de metros cúbicos de gas, ya que el período de adaptación para hacerlo operar requiere más de una semana de ajustes técnicos in situ.</p><p>La rueda ya conocida en el menú energético echó a andar: falta gas, por ende la luz y así se llega a la otra barrera, la del gasoil como insumo eléctrico. <br /><br />Cammesa, la mayorista eléctrica coordinada directamente por De Vido, subió a pleno la palanca de las centrales hidroeléctricas para que generen 3.147 megavatios en forma estable durante todo el día, más un refuerzo de 3.800 megavatios en el horario pico. Por eso, las bombillas pudieron haber pestañeado algo pero siguieron alumbrando.</p><p>Yacyretá proveyó más de 1.800 megavatios; Piedra del Aguila, 1.300 megavatios parejitos en toda la jornada, desde Brasil se trajeron 850 megavatios; y se apeló a El Chocón y Alicurá en el pico de demanda.<br /></p>
<p><br /><strong>Se viene el invierno</strong></p><p>El cuadro de situación que recibió De Vido no es demasiado alentador para un invierno que recién se esboza. Daba cuenta que ni las lluvias que cayeron sobre Neuquén las represas del Comahue consiguieron recuperar el nivel del embalse. Sólo subió un metro en Alicurá y de 60 a 70 centímetros en Piedra del Águila y El Chocón. Tampoco la represa de Salto Grande recuperó el nivel del embalse. <br /><br />Para completar el panorama, de las centrales nuevas, la ubicada en Campana no operó ayer por falta de gas y demorarían un mes las pruebas para que funcione a gasoil. Al menos el transporte del combustible ya está organizado para cuando las turbinas estén listas. Algo similar sucede con la usina instalada en Timbúes, donde no se iniciaron las pruebas para que funcione a gas. <br /><br />La temporada repite el monitoreo diario de la oferta de energía y la interacción de las distintas fuentes, encomendándose tanto administradores como usuarios a que el clima acompañe la escasez y limite los rigores a un período más corto.<br /><br />La demanda industrial de energía también se ha ido acomodando a estos avatares, no sólo mediante la compra de equipos para autoabastecerse, sino adecuando los planes de producción a una curva de la oferta discrecional. En enero se advirtió que muchas plantas trabajaron a pleno aprovechando las vacaciones administrativas que liberan una parte del consumo energético. Ahora se repite ese "anticipo" para no mezclar la necesidad de las máquinas para funcionar con la humana de calefaccionarse.<br /><br />Por más que el gobierno sacara un cuadro tarifario con un corte en los 1000 kwh, a partir del cuál se cobraría un 30% de aumento en vez del 15%, el efecto retractivo en el uso del servicio domiciliario recién podría empezarse a notar después que pase la ola fría. <br /><br />Pero el gobierno alterna anuncios de futuras fuentes de suministro con la sensación cotidiana de escasez. La presidenta presidió ayer la firma de la construcción de una central hidroeléctrica en Neuquén que demandará una inversión de más de USS $1.000 millones, así como hace poco había hecho lo mismo con otra represa mayor en Santa Cruz por más de US$ 3.000 millones. <br /><br />La central de Chihuido fue rescatada después de estar más de 15 años archivados los pliegos y se licitará en 30 días. Su construcción comenzará en enero próximo. Otro de sus efectos será prevenir las cíclicas crecidas del río Neuquén, que acaban de provocarle a la provincia daños por crecidas e inundaciones que rondan los $100 millones. <br /></p>
<p><strong>Petroleras<br />
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Mientras el gobierno deshoja la margarita, con tiempos políticos que sólo la cúpula conoce, para ver cuándo aplica la modificación de las retenciones petroleras, la mesa de combustibles sigue alterada por las distintas interpretaciones que los jugadores tienen de la resolución dictada en noviembre que rige los derechos de exportación para el sector. <br />
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El resultado de esta confusión es que desde hace seis meses petroleras y refinadoras no se ponen de acuerdo en los precios y, para colmo, el incesante incremento de la cotización internacional del crudo aleja aún más el cierre de tratos que aseguren el normal abastecimiento de las plantas.<br />
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Se toma como punto de partida una cotización internacional del petróleo y derivados de la variedad West Texas Intermediate (WTI) que se negocia en el mercado de Nueva York. <br />
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Y de ahí surge un tope denominado "valor de referencia" de US$ 60,9 el barril para que al productor le toquen US$ 42. El problema es que el precio internacional se fue a más del doble de esa marca y sigue en alza.<br />
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La diferencia es una "oportunidad" que resigna el petrolero en la provisión interna y en ese enorme gap es donde empiezan a ponderarse todas las letras chicas: por ejemplo, que ese cálculo no considera los descuentos por menor calidad al WTI que tiene el crudo argentino que se exporta. De ese modo, los termina absorbiendo el productor, al tomarse la cotización publicada por la Secretaría de Energía y no la efectivamente aplicada a la operación. <br />
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El otro enfoque distinto entre productores y refinadores que dependen de su suministro, como Shell y Esso, es que para los primeros los US$ 42 fijados debería ser un básico sobre el que luego se apliquen plus por calidad, mientras que para las industrias dependientes funciona como máximo, desde el cual deberían practicarse los descuentos por menor calidad al WTI.<br />
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Dos semanas atrás, el promedio local era de US$ 39 aunque con forceps, pero el paro en Santa Cruz obligó a YPF a salir a comprarle crudo a Pan American Energy y pagarle US$ 42. <br />
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Esso finalmente se avino a desembolsar hasta US$ 47 por la calidad del Medanito de Chevron, cuando tenía el barco esperando en el puerto para cargar sus productos de exportación, que son los que aseguran rentabilidad a su operación en el país. El poder de negociación de la filial norteamericana es el más débil del mercado local, debido a que normalmente traía del exterior la materia prima a refinar y, en consecuencia, las petroleras que operan en el país se lo hacen notar cada vez que les toca el timbre. Al final, se abastece a US$ 42.<br />
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En el runrún de plaza, el haber reconocido un valor como ese en los crudos pesados que usa en su planta de convalidaría las pretensiones de los proveedores, lo cual deja a Shell como la que más ha enfrentado a su competidora. La angloholandesa, que refina petróleo más liviano, viene pagando alrededor de US$ 39. <br />
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La situación real a la que se llegó con estos niveles es que los US$ 42 que cotiza, algunos casos, la provisión interna supera a los que perciben los productores por sus exportaciones. Ello en razón de que terminan descontándoles a los importadores la inferior calidad del estándar internacional. <br />
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Los extractores de petróleo que venden a las refinadoras cuentan, para mejorar su posición negociadora, con la aquiescencia de las provincias en las que tienen los pozos, ya que tienen atadas las regalías al mejor valor que obtengan. <br />
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Y dentro de este panorama de tope de referencia es Shell la que se siente más vulnerable, porque necesita del crudo liviano para abastecer su refinería, en tanto que Esso utiliza el pesado que le confiere mayor margen para el tironeo.<br />
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Lo cierto es que más allá de esta relación de fuerzas en el plano competitivo, el riesgo es que se afecte el abastecimiento de gasoil, en momentos en que la siembra más lo requiere y el faltante de gas, con su incidencia en la oferta eléctrica, lo torna imprescindible en las usinas privadas.</p>
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