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.

La demanda prioritaria toma el total de las asignaciones en el marco del Plan Gas Ar que supone 67,41 MM m3/día durante todo el año (hasta 2024) más 7,5 MM m3/día durante 153 días en concepto de adicionales de invierno, incluida la reciente licitación 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 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.

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.(Télam)