√öltimo momento

Gas: estiman que se deber√° importar el 26% de la demanda

As√≠ lo indica un informe del Gobierno como paso previo obligatorio a la realizaci√≥n de la audiencia p√ļblica del gas fijada para el pr√≥ximo lunes.

La Secretar√≠a de Energ√≠aestim√≥ que, para el per√≠odo invernal de mayo a septiembre pr√≥ximo, la demanda de gasalcanzar√° los 22.466 millones de metros c√ļbicos (MMm3), de los cuales ser√° necesario importar el 26% proveniente de la producci√≥n de Boliviay de la provisi√≥n de Gas Natural Licuado (GNL).

As√≠ se desprende del informe t√©cnico que el Gobierno desarroll√≥ como paso previo obligatorio a la realizaci√≥n de la audiencia p√ļblica, del pr√≥ximo lunes 15 de marzo, para determinar el costo del gas natural a boca de pozo, y el porcentaje de cobertura que asumir√° el Estado nacional para aliviar el traslado a los usuarios.

Esta instancia de discusi√≥n p√ļblica se completar√° el martes 16 con el an√°lisis de los costos de las dos transportistas y las nueve distribuidoras de gas natural que cubren todo el pa√≠s, cuya convocatoria est√° a cargo del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas).

Las dos audiencias abarcan tres de los cuatro grandes componentes que integran la factura de gas que recibe el consumidor final y que se compone de alrededor de un 36% del costo de producción, un 13% del transporte y un 27% de la distribución, lo que se completa con un 24% de impuestos.

Para la determinaci√≥n de costos, tarifas y subsidios que requerir√° el segmento de producci√≥n de gas, la Secretar√≠a de Energ√≠a estim√≥ que la demanda total de gas natural abastecida alcanzar√° en 2021 los 46.579 MMm3 llegando a los 24.114 MMm3 en el per√≠odo estival y a los 22.466 MMm3 en el invernal, en este √ļltimo caso de mayo a septiembre.

Del volumen total demandado, la producción local de gas para abastecer la demanda interna aportará 38.455 MMm3 lo que representa el 82% de la oferta total, de los cuales para los meses de la temporada estival el aporte nacional cubrirá en promedio el 90%.

En cambio, en la temporada invernal, el gas local representará 74% con 16.768 MMm3, lo que requerirá importar 2.050 MMm3 de Bolivia que cubrirá el 9% de la demanda, y 3.674 MMm3 equivalentes de GNL para cubrir el 17% restante, mediante el buque regasificador ya instalado en la localidad bonaerense de Escobar y el que se sumará en la de Bahía Banca, por la licitación en curso.

La demanda prioritaria toma el total de las asignaciones en el marco del Plan Gas Ar que supone 67,41 MM m3/d√≠a durante todo el a√Īo (hasta 2024) m√°s 7,5 MM m3/d√≠a durante 153 d√≠as en concepto de adicionales de invierno, incluida la reciente licitaci√≥n de la semana pasada, a lo que suma lo proveniente de Bolivia y los contratos de GNL.

Al avanzar en el análisis de costos, el informe entendió que, con esa composición por origen del total de gas necesario para abastecer la demanda prioritaria estimada para 2021, es posible entonces calcular el costo total del mismo, que alcanza los U$S 2.059 millones equivalentes a $ 221.605 millones.

Ante esa previsi√≥n, el costo promedio ponderado resultante para todo 2021 es de U$S 3,91 por mill√≥n de BTU (MMbtu unidad de medida del gas) o $ 15,55 por metro c√ļbico, con un pico debido a la alta estacionalidad invernal de US$ 4,85 y $19,32, respectivamente, para julio; y un valle de US$ 2,86 y $ 12,84 para octubre.

El costo del gas importado de Bolivia deriva de la quinta adenda al contrato entre ambos países firmada en diciembre de 2020, cuya regla de precios se determina por una fórmula donde los primeros 9 millones de m3/día dependen de un cálculo proveniente de adendas contractuales anteriores y las cantidades superiores al precio de Henry Hub (de referencia para contratos de futuros) más US$ 2,25, es decir, US$ 5,14 por MMbtu.

El precio del GNL importado, por su condición de commodity, es una variable determinada por el mercado internacional, que se estima para este invierno argentino en US$ 7,25 MMbtu, a lo que debe sumarse un costo fijo y variable de la regasificación, que se estima entre US$ 1 y US$ 1,3 por MMbtu.

En ese escenario presentado por la Secretaría de Energía, de los U$S 3,91 MMbtu que representa el precio promedio ponderado del costo total del gas para la demanda prioritaria, el 60% (US$ 2,35) lo absorbe con costo fiscal el Estado y el 40% (US$ 1,57) lo pagan los usuarios.

Es decir que el Estado nacional asumir√≠a este a√Īo un costo de $ 132.963 millones sobre un total de $ 221.605 millones, lo que deriva en una necesidad adicional de fondos de $ 56.087 millones a lo incluido en el Presupuesto 2021 aprobado por el Congreso nacional.

El análisis oficial proyectó que cuando el Estado asume a su cargo entre el 40% y el 30% del referido costo, comienzan a generarse subejecuciones o sobrantes respecto a la partida presupuestaria vigente, por lo que se estimó que recién al alcanzar el orden del 35% no se requieren partidas adicionales.

Tal situación es compatible con un precio a pagar por los usuarios del orden de los $ 10,15 el m3, en el que el costo total de abastecimiento estimado en $ 221.605 millones se reparte entre $ 76.875 millones de acuerdo al Presupuesto y los restantes $ 144.729 millones por los usuarios, lo que implica un incremento en el costo del orden del 63%.

Comentar

Su dirección de correo electrónico no será publicada.Los campos necesarios están marcados *

*