La persistente ola de calor ocasionó ayer un nuevo récord en la demanda eléctrica y cortes de luz derivados de fallas en el sistema de distribución, a cargo de Edenor y Edesur. Aun así, el parte diario que distribuye entre funcionarios Cammesa, la compañía administradora del mercado eléctrico, mostró un escenario relativamente holgado por el lado de la oferta de energía. Un dato, sin embargo, llamó la atención entre los principales técnicos encargados del despacho diario del sistema: la creciente falta de gas para las centrales térmicas, que en su reemplazo deben utilizar fueloil o gasoil, ambos combustibles líquidos mucho más onerosos.

“Los momentos de demanda pico, como los de hoy (por ayer) dejan al descubierto los cuellos de botella del sistema. Ahora nuestro problema es el gas”, resumió, con pedido de reserva, un técnico.

Es habitual que ese combustible falte en invierno, pero no en el verano. De acuerdo con los números que manejó el sistema ayer, tuvo disponibles unos 49 millones de metros cúbicos (m3) de gas, mientras el faltante, de acuerdo con las cifras que manejan en Cammesa, fue de aproximadamente 20%, en torno a los 10 millones de m3, a pesar de que el Gobierno destina parte de la importación de gas por barco a las usinas.

Ese es el nivel de déficit con el que se maneja el sistema en los días de demanda récord. En esos casos, la diferencia se cubre con entre 8.000 y 10.000 toneladas de fueloil diarios que, según los valores del mercado a los que compra Cammesa, cuestan u$s 4 millones; es decir, unos u$s 28 millones semanales.

“Si hubiésemos tenido el gas, hubiésemos dividido ese valor por cinco, aproximadamente”, reconoció un técnico del Gobierno.

Cammesa, una compañía que se mueve por las órdenes del ministro de Planificación, Julio de Vido, es la encargada de garantizar la mayor parte del combustible que utilizan las centrales térmicas, como Dock Sud, Genelba, Costanera y Central Puerto, entre muchas otras.

La situación actual de abastecimiento para las usinas afecta más a las cuentas públicas que a la operación. Está, por caso, muy lejos de los 14 millones de metros cúbicos (m3) promedio que recibieron las usinas en invierno, cuando la alta demanda de gas para calefacción restringe al máximo el suministro al sector. Sin embargo, marca una tendencia.

La falta de gas durante el período estival pone de manifiesto la caída en la producción de los yacimientos locales y el crecimiento cada vez mayor de la demanda eléctrica. “El verano pasado no tuvimos tantos problemas porque el consumo eléctrico no era tan alto y la oferta del combustible era mejor. En este contexto de picos de consumo, cualquier merma se nota muy rápido”, explicaron técnicos del sector.

De acuerdo con números del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), la producción de gas en octubre fue de 127,813 millones de m3, casi un 8% por debajo de los 138,480 millones de m3 del mismo mes de 2004. Y la tendencia había comenzado antes.

Aunque el Gobierno rechazó reconocer la caída en la oferta de gas en múltiples ocasiones, puso en marcha este año planes para estimular la producción. La decisión más importante en ese sentido es que el gas proveniente de yacimientos no convencionales se ubicará en una banda entre los u$s 4,50 y los u$s 7,5 el millón de BTU (la unidad de medida), por encima de los u$s 2,2 que paga en promedio hasta ahora el sector productivo. De esa manera, en Planificación esperan estimular inversiones petroleras.