Mientras se ultiman los detalles para definir los ajustes tarifarios del gas este año, el Gobierno analiza cómo satisfacer a la demanda de este invierno y cuál será su impacto en lo proyectado en el Presupuesto Nacional.
La Secretaría de Energía estimó que, para el período invernal de mayo a septiembre de este año, la demanda de gas alcanzará los 22.466 millones de metros cúbicos (MMm3), de los cuales será necesario importar el 26% proveniente de la producción de Bolivia y de la provisión de Gas Natural Licuado (GNL).
Así se desprende del informe técnico que el Gobierno nacional desarrolló como paso previo obligatorio a la realización de la audiencia pública, del próximo lunes 15 de marzo, para determinar el costo del gas natural a boca de pozo, y el porcentaje de cobertura que asumirá el Estado nacional para aliviar el traslado a los usuarios.
Esta instancia de discusión pública se completará el martes 16 con el análisis de los costos de las dos transportistas y las nueve distribuidoras de gas natural que cubren todo el país, cuya convocatoria está 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 determinación de costos, tarifas y subsidios que requerirá el segmento de producción de gas, la Secretaría de Energía estimó que la demanda total de gas natural abastecida alcanzará en 2021 los 46.579 MMm3 llegando a los 24.114 MMm3 en el período estival y a los 22.466 MMm3 en el invernal, en este último 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.
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 previsión, el costo promedio ponderado resultante para todo 2021 es de U$S 3,91 por millón de BTU (MMbtu ? unidad de medida del gas) o $ 15,55 por metro cúbico, 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.
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 asumiría este año 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.
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