Cammesa realizó ayer una subasta para comprar el gas que consumirán las centrales eléctricas durante junio, el primero de los tres meses de mayor demanda del hidrocarburo junto con julio y agosto. La compañía que despacha el sector eléctrico pagará US$ 2,665 por millón de BTU por el fluido (un 30% más que el mes pasado).

Es prácticamente el mismo precio de referencia incluido en el pliego licitatorio, fijado en 2,70 dólares.

Primera salvedad

Históricamente, por cuestiones estacionales, el precio del gas de invierno que pagaba Cammesa era más caro que el del resto del año. Como la demanda es mucho más alta que la de verano (un 35% o más), la empresa acepta pagar más para asegurarse el suministro de gas y limitar lo que más pueda el consumo de LNG, gasoil y fuel oil (los reemplazos naturales cuando falta gas en el parque térmico). Esos derivados son más onerosos.

• Esta vez, en cambio, el gobierno decidió que el precio de referencia de invierno fuese el mismo que el de verano: 2,70 dólares por millón.

La diferencia es que, si hasta la licitación del mes pasado, las petroleras aceptaban vender con un descuento sobre el importe, esta vez todos los productores —YPF, PAE, Total, Wintershall, CGC y Tecpetrol, entre otros— ingresaron ofertas al tope del precio de referencia.

Segundo aspecto: ¿Qué buscó el gobierno con esta estrategia?

Podría pensarse que si el precio de gas de invierno no varía contribuirá a que los costos reales de generación de energía no se disparen. No fue eso lo que buscó el Ejecutivo. Fácticamente, esta subasta no garantiza eso porque Cammesa no se aseguró con esta compra los volúmenes que requerirán las centrales eléctricas durante junio.

Los funcionarios optaron por no convalidar precios más altos durante los tres meses de frío para evitar que las petroleras colocaran su producción de gas en el sector eléctrico desatendiendo el abastecimiento de la demanda prioritaria, que es la de los hogares.

Por eso, el precio de referencia que eligió Cammesa es el mismo que el que está incluido en los cuadros tarifarios de los usuarios residenciales. De esa manera, las petroleras recibirán la misma remuneración tanto al venderle gas a las usinas como a las distribuidoras que entregan gas por red a los clientes domiciliarios.

“El punto central de bajar el precio es que el precio de Cammesa quede abajo del del Cammesa, para que el gas disponible en el sistema vaya primero a cubrir la demanda prioritaria y lo que sobre venga a Cammesa. Por eso las petroleras ofertaron poco más ayer”, explicaron a EconoJournal en un despacho oficial.

Tercera derivada

La cantidad de gas que ofrecieron las empresas al precio que fijó Cammesa no será suficiente para cubrir la demanda real de las usinas durante junio. Los productores ofrecieron unos 27 millones demetros cúbicos diarios (MMm3/día) en promedio, pero sólo tendrán la obligatoriedad contractual de entregar un 30% de esa cantidad.

El pliego establece una cláusula de deliver or pay equivalente a ese porcentaje. Si al momento de entrar en despacho, la petrolera no quiere vender más que ese gas porque cuenta con un cliente que paga un precio mayor (como por ejemplo una industria), tiene el derecho legal de no hacerlo. Es decir, en los hechos, Cammesa se aseguró ayer el abastecimiento de unos 8,2 MMm3/día de gas durante el mes que viene. En función de la temperatura y del efecto de la pandemia de la economía, la demanda podría superar en la realidad los 25 millones.

Está claro que Cammesa, cuyo gerente general es Esteban Kiper, deberá salir a comprar en el mercado spot la mayor parte de gas que consuma. “Es lo que buscamos con este diseño. Habrá que comprar gas en el spot o recurrir al LNG para cubrir el pico. Pero aseguramos el suministro de gas para la demanda prioritaria”, indicaron las fuentes consultadas.

• ¿Qué hubiera pasado si Cammesa hubiera accedido a pagar un precio más caro?

Para el Tesoro no hubiese cambiado demasiado. El costo del sistema habría sido prácticamente el mismo. La diferencia es que si Cammesa aceptaba pagar un precio más caro que el de los residenciales seguramente se habría asegurado el gas para las usinas, pero terminaría faltando gas para las distribuidoras, que deberían recurrir al LNG para cubrir esa escasez.

El costo general del sistema probablemente sería el mismo, pero burocráticamente sería más complejo administrarlo. Con el esquema elegido, el LNG se redireccionará a Cammesa. Es más sencillo. Con la otra opción, habría que redirigir el LNG a las distribuidoras. Eso implicaría que semanalmente habría que convocar a comités de emergencia bajo la órbita del Enargas para definir cuánto gas se destina a cada empresa. Operativamente, era más desgastante.  

Cuarto punto: un horizonte complicado

Las petroleras advierten que la decisión de pagar US$ 2,70 por el gas de invierno (contra los US$ 4,50 que se pagaron el año pasado) complica la señal de inversión a mediano y largo plazo. Ese precio —señalan— no garantiza el repago de la inversión en nuevos pozos de gas. De no mediar cambios, el año que viene será necesario importar más barcos de LNG por la declinación natural de los pozos que están en producción.

En el gobierno admiten esa realidad. Por eso, como adelantó este medio la semana pasada, el Ministerio de Desarrollo Productivo prepara un programa para desacoplar el precio del gas de las tarifas residenciales y de ese modo, reactivar a través de garantías directas del Estado (un precio mínimo respaldado por subsidios) la inversión en el segmento de gas.