Economía|Martes, 13 de abril de 2004

Una evaluación realizada por el Enargás sobre los volúmenes de gas requeridos para el invierno 2004 concluye que “existe una alta probabilidad de que se presenten situaciones de emergencia, con consecuencias tales como la necesidad de cortes firmes, involucrando a los grandes usuarios industriales y estaciones expendedoras de GNC”. El informe ya fue elevado a consideración de la Secretaría de Energía e incluye recomendaciones sobre las medidas necesarias para racionalizar el suministro. El cuello de botella, insalvable, será este invierno el sistema de transporte, y por más que se interrumpieran totalmente las exportaciones a Chile, no habría capacidad para transportar los volúmenes requeridos por la demanda. De acuerdo con el estudio técnico, incluso después de restringir totalmente el suministro a grandes clientes con contratos “interrumpibles”, el sistema se enfrentaría a un faltante de 5 a 7,5 millones de metros cúbicos diarios (4 al 6 por ciento del mercado interno), dependiendo de la rigurosidad climática invernal.
La falta de inversiones en transporte para el mercado interno en los últimos siete años –entre 1997 y 2000 se hicieron solamente gasoductos para exportación– provocó un cuadro de desabastecimiento que se acentuó a partir del 2000, pese a que las temperaturas invernales no resultaron tan rigurosas. En efecto, los días de corte del servicio a “grandes consumidores interrumpibles” se incrementaron en un 80 por ciento entre el 2000 y el año pasado. Litoral Gas (Santa Fe sur) no prestó el suministro a los “interrumpibles” durante 114 días (casi cuatro meses), mientras que Metrogas y Gas Centro (Córdoba) no lo hicieron durante 78 días (dos meses y medio) en el 2003.
El estudio técnico efectuado por Enargás revela que, este año, afectar sólo a los interrumpibles será insuficiente. La falta de oferta ya se está haciendo notar en algunas distribuidoras, que le niegan el suministro a nuevos clientes domiciliarios, no aumentan los volúmenes contratados por grandes clientes ni renuevan los contratos de demanda en firme (no interrumpible) pactados por períodos de un año.
El ente de control analizó diversas alternativas en estudio para aumentar la oferta, más otras no consideradas aún por las autoridades, para evaluar su efectividad. Por ejemplo, la importación de gas de Bolivia, sostiene el informe, sólo aportaría mayor oferta “hasta la subzona Salta, porque su transporte aguas abajo, Tucumán por ejemplo, requiere la ampliación de la infraestructura de TGN en el Gasoducto Norte”. Tampoco resultaría totalmente útil la interrupción de las exportaciones a países vecinos. “Sólo resultaría aprovechable el suministro de gas natural a la central de Uruguayana en Brasil, por cuanto ese volumen es transportado hasta los centros de máxima demanda (Litoral-GBA)”. El resto, exportado a Chile, no llegaría a los centros de consumo por falta de capacidad de transporte.
La reducción de la entrega de gas a estaciones de carga de GNC también es una alternativa con efectos limitados por problemas operativos. “Existen 1150 estaciones en todo el país, cuyo consumo individual es poco representativo; se afectaría a un gran número de usuarios (1,2 millón de vehículos) y se presume un bajo nivel de acatamiento a restricciones” que deberían ser, en gran parte, voluntarias, porque no existen equipos de telemedición de suministro ni válvulas para hacer efectivo el corte a distancia.
En cambio, el Enargás evalúa como una alternativa efectiva para su aplicación inmediata “la suspensión de los tratamientos en cabecera de gasoductos” para obtener GLP, que implica reducirle poder calórico al gas que se inyecta. Esta decisión supondría agregar una oferta adicional equivalente de 1,8 millones de m3/día, a lo que podría agregarse similar decisión para la planta de procesamiento de General Cerri (Bahía Blanca), sumando otros 350 mil m3 a la oferta. Según advierte el ente, “debetenerse en cuenta que se dejarían de producir cada día un total de aproximadamente 1700 toneladas de GLP”, afectando a las empresas productoras Repsol YPF, Pluspetrol, Pecom, Pan American Energy y Total Austral, entre otras. Hasta ahora, la Secretaría de Energía no consideró esta propuesta.
La conclusión final del Enargás es que el sistema podría afrontar la demanda de un invierno de rigurosidad media, cubriendo un déficit de 5 millones de m3/día, “mediante la no renovación de contratos firmes”, que ahorrarían 1,96 millones de m3/día; “afectar la capacidad reservada para la exportación a Uruguayana” por 1,2 millones de m3/día; “establecer interrupciones a usinas y/o cargadores directos por un volumen aproximado de 1,91 millones, de los cuales 1,53 corresponderían a usinas del área metropolitana y Buenos Aires”. Alternativamente, se podría pautar la reducción del procesamiento de GLP.
Para un escenario de invierno riguroso (déficit de capacidad de 7,5 millones), la única opción, a juicio del Enargás, es agregar a lo mencionado “la posibilidad de restringir (el suministro) a todo el espectro de Usuarios Firmes incluidos los Grandes Usuarios con contratos vigentes y para el GNC”. Un cuadro que requeriría, quizás, declarar en estado de emergencia al sistema.

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