Y naturalmente las mayores erogaciones de divisas asociadas, y evitar – simultáneamente – posibles cortes de servicio durante el invierno, señala -analizando un tema que ha merecido poca atención sobre este punto clave- el informe de la consultora Llorente y Cuenca sobre tendencias 2021.
Según proyecciones oficiales, la demanda invernal (suponiendo temperaturas medias) podría alcanzar los 170 millones de m3 diarios en julio, mientras que la oferta local se situaría en torno de 105-110 MM m3/día.
Parte del desequilibrio se cubriría con (un mínimo de) 13 MM m3/día de gas natural de Bolivia, e importaciones de Gas Natural Licuado (GNL): 18 MM m3 diarios vía el puerto de Escobar y 14-15 MM m3/día a través del retorno de un buque regasificador a Bahía Blanca, para el cual ya se contrataron 13 cargamentos entre mayo y agosto.
El saldo – de aproximadamente 15-20 MM m3/día de gas equivalente – debería cubrirse con combustibles líquidos importados, a precios que duplican los valores del GNL.
La utilización de combustibles líquidos alternativos al gas natural posee varias desventajas, entre las cuales se destacan, tal como sostiene la Secretaría de Energía, “el significativo encarecimiento en el costo de generación de energía eléctrica, lo cual – ante la imposibilidad de afrontar dichos costos por parte de la demanda – se traduce en un significativo aumento de los subsidios energéticos que el Estado Nacional debería erogar”.
Adicionalmente, redunda en mayores emisiones de dióxido de carbono y otros gases de efecto invernadero emitidos a la atmósfera, como consecuencia de la utilización de combustibles más contaminantes que el gas natural, y en “la utilización de centrales con menor eficiencia, lo cual se traduce en una mayor necesidad de combustibles que la previamente estipulada en la sustitución calculada de manera teórica.”
La cuestión energética – en particular en lo concerniente a (i) el abastecimiento de gas, (ii) la necesidad de mayores importaciones, la reducción del saldo exportable y el previsible déficit de balance comercial sectorial, con drenaje neto de divisas del resto de la economía y, (iii) el aumento del monto de subsidios energéticos que deberá pagar el fisco – es uno de los temas que habrá que seguir con atención durante 2021.
No sólo por las consecuencias arriba mencionadas, sino también porque – cuando hubo que enfrentar restricciones de abastecimiento en el pasado – nunca se puso en duda que el racionamiento recaería sobre el sector productivo en general, y la industria en particular. Con escasez de divisas y de recursos fiscales, y sin infraestructura suficiente como para cubrir con importaciones toda la demanda durante los picos invernales, la restricción energética podría convertirse en un condicionante adicional a la recuperación económica durante parte de este año. En materia de tarifas de gas y energía eléctrica, tras casi 2 años de congelamiento (iniciados durante la administración anterior), el gobierno ha puesto en marcha – a través del Decreto 1020/20 – un proceso de revisión tarifaria que podría extenderse 2 años, y está implementando “cuadros tarifarios de transición”, con topes de ajuste de acuerdo a la viabilidad política (de “un dígito” porcentual, en el caso de los consumidores residenciales, y fuertemente variables por jurisdicción, para los industriales). Sujeto al contenido que finalmente tenga el proyecto de ley de “desdolarización” tarifaria mencionado en la introducción, y teniendo en cuenta que la producción de gas (según lo dispuesto en el Plan Gas Ar) y buena parte de la generación eléctrica continuarán “dolarizadas”, no se puede descartar que – como en el pasado – se soliciten medidas cautelares al poder judicial, que introduzcan complicaciones adicionales en la operación del sector energético.
