Las dificultades que el Gobierno argentino está atravesando para actualizar la adenda con Bolivia para asegurarse el gas natural desde el norte para este año, tendría un alto costo fiscal en caso de verse reducido el suministro o en el peor de los casos suspendido por la falta de un acuerdo.

La actual situación viene de arrastre de los últimos años por los serios inconvenientes que afronta el vecino país por la declinación de sus niveles de producción, lo que le permitió incumplir el compromiso original de 2006 y obligó a sucesivas adecuaciones a su realidad productiva.

La falta de acuerdo motivó a que las partes decidieran esta semana un cuarto intermedio en las negociaciones hasta el 31 de abril, con un compromiso provisorio de entrega de gas de 7,5 Mmm3/d, hasta tanto se defina si Bolivia podrá cubrir lo que la Argentina requiere para los meses del pico invernal por unos 12Mmm3/d.

Para este año la Secretaría de Energía estima que en la temporada invernal que abarca los meses de mayo a septiembre, el gas nacional representará 73% de la demanda con 17.995 MMm3, se importarán 2.142 MMm3 de Bolivia que cubrirá el 9% de la demanda, y se requerirá importar 4.406 MMm3 equivalentes de GNL para cubrir el 18% restante. Así planteada la ecuación, todo lo que Bolivia no pueda cumplir de sus compromisos deberá ser afrontado particularmente con la importación de GNL, ya que en particular en las usinas eléctricas del norte argentino mayormente no pueden utilizar combustibles líquidos como el gasoil y el fuel oil.

Pero para estimar el compromiso fiscal que tendría una falta de acuerdo según las necesidades de la Argentina, el Gobierno plantea que el costo del gas importado de Bolivia derivado del contrato entre Integración Energética Argentina (IEASA) y su contraparte Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), se estima en U$S 7,46 por Mmbtu para este año. En tanto que el precio del GNL importado, por su condición de commodity, es una variable determinada por el mercado internacional asciende a un promedio de U$S 25 por Mmbtu para el periodo mayo a septiembre de este año, a lo que debe adicionarse un costo fijo y variable de la regasificación, que se estima entre 1 y 1,3 USS/Mmbtu.

Así, por cada millón de btu que Bolivia entregue menos al país significará para su reemplazo un diferencial de US$ 17,45, es decir unas 3,5 veces el costo previsto en el contrato con YPFB.

En los últimos días, la Secretaría de Energía había dejado trascender las trabas que estaba encontrando IEASA en las negociaciones a punto de llevar las conversaciones a un punto de tensión más próximo al fracaso que al entendimiento para la firma de una nueva adenda que debería haberse alcanzado el 31 de diciembre. De acuerdo a las fuentes locales no se descartaba volver a aplicar los términos de la primera adenda al contrato original que firmaron los entonces presidentes Néstor Kirchner y Evo Morales, lo que representaría para YPFB entregas por unos 23 millones m3/día. Llevar la negociación a ese extremo significaría incumplimientos muy por encima de los volúmenes que se estaban negociando para una nueva adenda que rondan los 7 millones de m3/día para el verano y 14 millones de m3/día para invierno, con el igual perjuicio inmediato para el Tesoro que sólo sería compensado a mediano y largo plazo por las millonarias penalidades aplicables.

Como hace poco más de un año atrás, en diciembre de 2020, la negociación estuvo caracterizada por el argumento de un fuerte declino de los campos productores en Bolivia, por lo cual el año pasado la adenda aceptó envíos para el pico del consumo de invierno del 2021 por 14 millones de Mmm3/d, luego que durante el mismo período de 2020 llegó a enviar hasta 21 Mmm3/d, lo que representa una merma de inyección del 30%.

Pero para este año, el gobierno de Luis Arce volvió a reducir su oferta en casi otro 30% hasta unos 9 Mmm3/d para los meses de invierno en que el país más requiere de ese suministro, no sólo por la seguridad de su suministro a la demanda prioritaria, sino por el costo fiscal que representa en momentos de precios que se estiman al menos duplicarán los que IEASA pagó el año pasado por cada cargamento de GNL en torno a un promedio de US$ 8,5 por Mmbtu.

El contrato binacional original de compra venta de gas natural había sido firmado el 16 de octubre de 2006 con una vigencia de 20 años, pero ya en mayo de 2010 se debió apelar a una primera adenda para adecuar los envíos a las posibilidades de producción, teniendo en cuenta también su consumo interno y los acuerdos de suministro alcanzados con Brasil, mercados de exportación en los que Bolivia tuvo que renegociar.

Todo aporta al costo fiscal La Balanza Comercial Energética pondrá presión sobre la macroeconomía: el año pasado esta cuenta terminó con un déficit de US$1.600 millones para el Tesoro, de acuerdo al último reporte energético de la consultora Ecolatina. Haciendo el ejercicio de exportar e importar los mismos volúmenes de hidrocarburos y derivados de 2021 pero a los precios a enero 2022, el déficit se elevaría a unos US$ 2700 millones.

Lejos de encontrar alivio con la revisión tarifario en proceso, el gobierno deberá hacer equilibrio entre subsidios, inflación y poder adquisitivo, luego de terminar 2021 con subsidios en alrededor de US$10 mil millones, producto de que hoy los residenciales solo pagan el 30% del costo de la electricidad y el 60% del gas, y para la consultora “durante el 2022 parece difícil que esos valores se recompongan”.

Fuente: Más Energías