La energía fue históricamente para el kirchnerismo un sector que le trajo malas noticias. Desde el extendido congelamiento de las tarifas a la salida de la convertibilidad a la reversión del superávit comercial, que fue una de las principales causas del estancamiento económico de la última década.
Y para 2021, el sector no promete grandes novedades, entre la incertidumbre que se ofrece sobre el tema tarifas (que podrían no aumentar o hacerlo en menos de un 10% hasta las elecciones) y la situación del mundo gasífero, en donde el Gobierno acaba de cerrar la quinta adenda del contrato de importación con Bolivia, un tema que junto al Plan Gas.Ar define el escenario para el próximo año.
El 2020 se va con un superávit comercial energético acumulado hasta noviembre de USD 351 millones, producto de los USD 2893 millones de exportaciones (con una caída interanual de 27,7% frente al período enero-noviembre de 2019, y bajas sectoriales en Petróleo crudo. Carburantes, Grasas y aceites lubricantes, Gas de petróleo, otros hidrocarburos gaseosos y energía eléctrica y el Resto de combustibles), y los USD 2542 millones de importaciones (una disminución de 39,3% anual).
A partir de 2011, la Argentina tuvo nueve años seguidos de déficit energético. Y buena parte corresponde al faltante de gas natural, por una producción declinante sin incentivos correctos (hasta 2012) y una demanda creciente mientras la economía tenía signos positivos (hasta abril de 2018). Eso llevó a comprar en el exterior el gas natural de Bolivia, el Gas Natural Licuado (GNL) a través de dos barcos en Escobar y Bahía Blanca, combustibles líquidos para el funcionamiento de las centrales térmicas (gasoil y fuel oil) y hasta GNL de Chile, un país que no lo produce.
Con ciertos matices, 2021 no trae grandes cambios. Tras cerrar la renegociación del contrato con Bolivia, en la Secretaría de Energía piensan en una nueva licitación para las compras de gas en el invierno y en alquilar un barco regasificador que se instale en el Puerto de Bahía Blanca durante los meses más fríos del año. Incluso la opción Chile aparece en el horizonte, ya que el nuevo Plan Gas garantiza algo más de 70 millones de metros cúbicos diarios entre junio y agosto, un volumen a todas luces insuficiente para cubrir los requerimientos de los usuarios residenciales, los comercios y las termoeléctricas (a través de Cammesa).
El consultor Alejandro Einstoss, en su libro de reciente publicación «Precios, tarifas y subsidios a la energía», de Editorial Eudeba, encontró que las importaciones de gas llegaron a un pico entre 2013 y 2014, con USD 5711 y USD 5859 millones, respectivamente.
Los números de las importaciones
En 2019 totalizaron USD 1694 millones y en los primeros once meses del 2020, las compras de gas en estado natural y en estado líquido acumularon USD 1129 millones, con un promedio de 14,8 millones de metros cúbicos diarios de Bolivia por USD 904 millones y USD 225 millones comprados como GNL.
En la balanza gasífera, según los datos más actualizados de la Secretaría de Energía (a mediados de diciembre), esto contrasta frente a exportaciones por USD 158 millones.
La oferta local (124 MMm3/d) cubre algo más del 85% de la demanda; Bolivia, cerca del 10%; GNL, otro 3% y los líquidos, aproximadamente un 2%.
Jorge Niemetz, ex Gerente de Compras de Energía y Regulación de Gas Natural Ban (la empresa que ahora se llama Naturgy), calculaba que se necesitarán en el invierno del año que comienza unos 4 millones de metros cúbicos por día de Chile en el pico de la demanda y cortarle 6 MMm3/d a los vehículos con Gas Natural Comprimido (GNC). Pero la menor importación de Bolivia lo obligó a estimar que tendría que ser mayor el corte de GNC y también afectar a Grandes Usuarios de la industria, para satisfacer la demanda prioritaria sin problemas. Además, hará factible importar líquidos para entregárselos a Cammesa.
En este año, el sistema eléctrico consumió stocks de gasoil y fuel oil. En el año móvil diciembre 2019 – noviembre 2020 (de acuerdo a cómo lo registra Cammesa), fueron 66.000 m3 de gasoil (+94,8% interanual), 38.000 toneladas de fuel oil (+148,5%) y 37.000 toneladas de carbón mineral (+153,3%). Estas cifras, que llegaron a un mínimo entre el verano de 2018 y el invierno de este año, amenazan con empeorar si las señales no empiezan a ser positivas.
