A punto de quedarse sin gas natural para su central Nehuenco, de ciclo combinado, estaría la empresa generadora Colbún, según advirtió una carta que le enviara el Coordinador Eléctrico hace algunos días. Con ello, Nehuenco dejaría de operar, salvo condiciones “excepcionales”, en que se le permite hacerlo con diésel. Esto se explica en buena medida porque gran parte de su gas proviene de Argentina, cuyo invierno ha llevado a un aumento en la demanda interna. Y es que si bien el país vecino ha vuelto a exportar gas, ahora desde el yacimiento de Vaca Muerta, sigue priorizando el consumo doméstico, lo que afecta especialmente a las empresas que no han acordado un contrato de suministro seguro.

La menor disponibilidad de gas y las lluvias más reducidas de este año han requerido, para el funcionamiento del sistema eléctrico, un mayor uso de diésel. Este combustible pasó de ser utilizado un 0,25% de las horas a un 0,75% en lo que va de 2025. Y como se trata del combustible más caro del sistema, el efecto es haber subido el costo para las empresas de servir sus contratos de suministro eléctrico. Esta situación también explica una carta reciente enviada por Enel al Coordinador, urgiéndolo a que obligue a Nehuenco a operar con diésel si no dispone de gas natural. La razón es que, incluso usando diésel, una central de ciclo combinado como Nehuenco tiene un costo mucho menor que las centrales de ciclo simple.

El suministro de gas para generación ha sido un problema desde que el país sufriera el primer corte de gas argentino, en 2004. Fue ante ello que se instalaron terminales de almacenamiento de gas natural líquido (GNL) en Quintero y Mejillones, para poder abastecer a las centrales de la zona norte y centro (además de otros usos, como el residencial, a cargo de Metrogas). Pero si bien eso permitió afrontar la emergencia, no resuelve todas las dificultades de suministro de gas. Ello, pues los contratos de GNL son contratos inflexibles, al incorporar cláusulas de take or pay, en que los compradores deben pagar por el gas, incluso si no lo usan. Estas reglas admiten ciertos ajustes y a menudo es posible revender el gas en el mercado internacional aceptando una pérdida. Aun así, se trata de contratos riesgosos, porque la capacidad de almacenar gas en Quintero y Mejillones es limitada, y en nuestro sistema eléctrico marginalista es posible que el gas se termine utilizando menos de lo presupuestado. De este modo, cuando se firma un contrato de GNL, la empresa de generación respectiva no tiene certeza de que efectivamente podrá usar ese gas, corriendo el riesgo de que el estanque se encuentre lleno cuando llegue la próxima nave con GNL y deba entonces asumir una pérdida.

Cuando se avizora que esto último podría ocurrir, y para paliar ese riesgo, el gas se designa como “inflexible”, lo que permite a los respectivos generadores despachar su energía a costo cero y con carácter prioritario. De esta manera, se utiliza todo el gas posible antes que llegue la próxima nave, despejando los estanques. Este mecanismo reduce el costo marginal del sistema, por lo que a menudo su empleo deriva en controversias y acusaciones de manipulación de precios. En respuesta, se han establecido condiciones estrictas para poder designar el GNL como inflexible, pero esto incrementa el riesgo de los contratos y hace que las generadoras aseguren menos gas de lo deseable desde el punto de vista del bienestar social. Con el gas argentino ese problema es menor, pero la dificultad es la prioridad de consumo doméstico. Es posible, por cierto, diseñar garantías y seguros para enfrentar estos riesgos, pero esos mecanismos elevan los costos del sistema eléctrico a cambio de dicha seguridad.

Como observación, no deja de resultar irónico observar que el costo de la electricidad siga en buena medida dependiendo de las lluvias, pese a que la hidroelectricidad representa una fracción decreciente de nuestra matriz energética.