El país sigue necesitando aportes externos para abastecer a distintas provincias y especialmente al AMBA, aunque en volúmenes muy inferiores al 2024. Para los especialistas, en situaciones estacionales conviene importar antes que generar infraestructura ociosa.
En los últimos 15 años, la Argentina gastó casi 35.000 millones de dólares en importaciones de gas natural desde Bolivia y Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir la demanda interna -de acuerdo a distintas fuentes privadas-, en particular los picos estacionales de los meses de invierno, cuando el consumo prácticamente aumenta hasta un 50%.
Esa erosión de recursos explica en gran parte, junto a la política de subsidios energéticos, el desequilibrio macroeconómico que arrastra el país.
Hoy el escenario por el desarrollo de Vaca Muerta y la entrada en operación de distintas obras de infraestructura de transporte permite describir un escenario muy distinto, pero que no libera al sistema de las necesidades de seguir importando GNL, ya que las compras a Bolivia se interrumpieron definitivamente en octubre del año pasado tras la reversión del Gasoducto del Norte.
Las obras que se vienen realizando para la mayor evacuación del gas de Vaca Muerta están dando los primeros resultados interanuales en firme, no sólo por los nuevos contratos de exportación que ya se registran hacia Brasil y Chile, sino por la reducción de las necesidades previstas para las semanas de frío más crudo.
La ratificación de que la Argentina se encuentra en la transición de un cambio de paradigma queda reflejada en que el país este año tendrá necesidad de importar solo la mitad de lo que requería de gas natural y combustibles líquidos para cubrir su demanda del pico estacional.
Esto ya se empieza a percibir en los registros de inyección diarios que se mantenían nulos hasta mediados de mayo.
Hoy el escenario por el desarrollo de Vaca Muerta y la entrada en operación de distintas obras de infraestructura de transporte permite describir un escenario muy distinto, pero que no libera al sistema de las necesidades de seguir importando GNL
De acuerdo a un informe de la consultora especializada Economía y Energía, para el corriente año “se prevé una importante disminución de las importaciones de gas natural y GNL, las que alcanzarían alrededor de US$ 653 millones, es decir, la mitad del valor de 2024”, algo que se explica fundamentalmente por los menores volúmenes requeridos ya que hubo una estabilidad de precio.
Sin dudas, esa reducción en las importaciones con relación a los volúmenes adquiridos en 2024 obedece a la ampliación de la capacidad de transporte de gas desde cuenca Neuquina, así como al incremento en los volúmenes inyectados en cuenca Austral.
En particular, la puesta en marcha en julio de 2023 del entonces Gasoducto ¨Presidente Néstor Kirchner” (hoy Perito Moreno) aportó unos 11 MMm3/d de gas neuquino, y un año después la puesta en marcha de las dos plantas compresoras elevó ese caudal hasta los 21 MMm3/d.
Otro tanto se logró con la reversión del Gasoducto del Norte, que en el último trimestre del año pasado permitió abastecer a siete provincias de esa región del país con gas de Vaca Muerta por unos 15 MMm3/d, volumen que en junio y julio se ampliará hasta los 19 MMm3/d, cuando se inauguren las reversiones de cuatro de sus plantas compresoras.
A la vez, un aporte también muy estimado de 10 MMm3/d comenzó a llegar en enero desde la Cuenca Austral, cuando entró en plena capacidad productiva la inversión del consorcio encabezado por la francesa TotalEnergies en la plataforma offshore, frente a las costas de Tierra del Fuego.
Esa producción adicional es la que permite suplantar buena parte de las necesidades de importación, y lo que reste del cubrimiento de la demanda se podría abastecer a través de la regasificación de GNL desde Escobar, por medio de importaciones desde Chile que cuenta con dos plantas de regasificación en Tierra en Mejillones y Concepción, o de combustibles líquidos para la generación térmica, en la última de las alternativas por su costo sensiblemente mayor.
Importar GNL, más económico que desarrollar infraestructura ociosa
En el caso del GNL, que a mediados de la década pasada llegó a generar un gasto de casi US$ 2.000 millones al año se verán nuevamente reducidas de forma significativa. La primera licitación de GNL realizada por Enarsa permitió contratar los seis primeros buques a un precio promedio de US$ 13,6 por Mmbtu y un total de US$ 172 millones por los contratos con la empresa BP.
Los siguientes cinco amarres se sucederán hasta el próximo 6 de junio de acuerdo a lo ya licitado.
Pero Enarsa, la empresa que está en proceso de privatización en sus distintas unidades de negocios, también realizó una segunda licitación en la que contrató otros ocho barcos para el período que va entre el 10 de junio y el 1º de julio, a un precio de US$ 11,4 por Mmbtu y un total de US$ 192 millones por el conjunto de los despachos.
Hasta los primeros 15 días de mayo, el Enargas reflejaba una necesidad nula de importación de gas natural regasificado desde la terminal de Escobar, lo que se contrasta con lo que ocurría en el mismo período de 2024 cuando alcanzó un pico de 7,8 MMm3 en un día y un promedio del 4,1 MMm3 en el mismo periodo de arranque del mes.
Pero las importaciones de gas no son consideradas como un gasto innecesario ante la riqueza que contiene Vaca Muerta y que no se puede aprovechar plenamente por la falta de infraestructura, sino que son una alternativa incluso más económica de lo que demandaría ampliar la red de evacuación y distribución para un autoabastecimiento pleno.
Es decir, en áreas como Buenos Aires, un día de frío intenso puede disparar el consumo en unos 60 millones de metros cúbicos más por día, pero estas oleadas de frío suelen ser breves, durando sólo unos pocos días y repitiéndose dos o tres semanas al año, mientras que el clima general es templado con lo cual el pico se reduce rápidamente.
Por lo tanto, cualquier análisis económico reflejaría que mantener una red de gasoductos con la capacidad suficiente para abastecer estas demandas puntuales, implicaría costos muy superiores a los de las importaciones temporales de GNL, permitiendo reorientar las inversiones hacia infraestructura que permita exportaciones en firme durante todo el año, generando ingreso de divisas que mantengan el amplio superávit energético ya logrado.
En 2024 la balanza sectorial arrojó un saldo favorable superior a los US$ 5.600 millones y se estima que este año podría alcanzar los US$ 7.500 millones, una cifra en realidad en revisión en función de lo que ocurra con la estabilización del precio internacional del crudo.
Una nueva obra en licitación
El Gobierno nacional tiene en proceso de licitación un proyecto presentado bajo el esquema de iniciativa privada por la empresa TGS para ampliar la capacidad de transporte de gas proveniente de Vaca Muerta, lo que demandará una inversión global de unos US$700 millones.
El proyecto busca que se puede disponer de volúmenes incrementales significativos de gas natural en el nodo Litoral por unos 14 MMm3/d, no antes del invierno 2026, para dar confiabilidad al suministro energético y sustituir importaciones de GNL y gasoil, además de potenciar los saldos exportables.
Por un lado, se propone ejecutar una obra en el Tramo Tratayén-Salliqueló del Gasoducto Perito Moreno, bajo la Ley de Hidrocarburos y aplicando el Régimen de Iniciativa Privada.
Por otra parte, se complementa con una ampliación en el sistema regulado de TGS, que financiará y ejecutará bajo los términos de su licencia y que permitirá que el gas natural incremental que arriba a Salliqueló acceda Gran Buenos Aires, para luego ser transferido al sistema de TGN hacia el Litoral.
Siempre atentos al termómetro
El salto de la demanda de gas en invierno se explica en el mayor consumo energético en los hogares, particularmente por la necesidad de calefacción que representa más del 40% del total, seguido por el agua caliente, que se lleva alrededor del 17%.
En 2023, el consumo promedio residencial de gas en los tres meses invernales (junio, julio, agosto) superó en casi un 30% el promedio anual, pero esa referencia oscila de acuerdo a la intensidad del frío de cada temporada, la duración de cada ola polar y el anticipo o no de las primeras heladas.
Las temperaturas recientes más bajas se registraron en ocasión de la histórica nevada del 9 de julio de 2007, cuando la fuerte baja en los termómetros impactó directamente en la demanda de gas en un 50% por encima de los 60 MM m3/día habituales para esta época del año.
Es entonces cuando se afectan los contratos interrumpibles del GNC, industrias y grandes comercios, se importan mayores volúmenes de cargamentos de combustibles líquidos para las centrales térmicas y reemplazar el gas, así como se busca energía eléctrica de países vecinos.
