Funcionamiento del sistema de gas natural argentino 1993-2024

Para el buen funcionamiento, tanto de los sistemas de gas natural como de electricidad, es conveniente recordar el teorema de las 3 “R”: “Recursos, Redes y Reglas”. En la Argentina sobran los recursos de gas natural, faltan redes y las reglas establecidas en los 90 deben ser adaptadas a los grandes cambios producidos en las tres décadas posteriores. Fundamentalmente, la aparición del GNL y los cambios en las cuencas productivas: la casi desaparición de la cuenca Norte y de Bolivia, y el espectacular desarrollo de Vaca Muerta.

Una forma de visualizar los cambios producidos en el sistema argentino es mediante el análisis de la evolución del promedio mensual de gas natural inyectado a gasoductos entre los años 1993 y 2024 (Fig. 1). Se pueden apreciar tres etapas: a) 1993-2004, con crecimiento de la capacidad de transporte, sin restricciones de gas para el mercado interno y con los cambios estacionales de la demanda verano-invierno de hasta 30 MMm3/d, resueltas fundamentalmente con las variaciones de inyección de gas natural; b) 2004-2018, cuando el faltante de gas natural fue cubierto con GNL dentro del sistema, y FO y GO para las centrales térmicas con volúmenes de gas natural equivalente con picos que duplican al GNL (Fig. 2); y c) 2018 – hoy, con la producción de Vaca Muerta que crece hasta donde lo permite la capacidad de transporte mientras el abastecimiento desde el Norte (y en menor medida desde el Sur) cae en forma sostenida.

La importancia (y el costo) del funcionamiento de las centrales térmicas con FO y GO (particularmente entre  2010 y 2017) se puede ver también en la Fig. 3. El abastecimiento del “peaking” invernal en base a GNL, FO, GO y algunos cortes a industrias representó en el año 2023 un mercado de unos 3,000 millones de dólares (1,300 millones de dólares de FO/GO y 1,700 millones de GNL). El gas de Bolivia costó US$ unos 900 millones adicionales y el gas nacional unos US$ 4,800 millones. La utilización de FO/GO es responsable del aumento del costo de generación informado por CAMMESA, de unos 100 US$/MWh en junio 2023 contra los 60 US$/MWh de fines del año 2023, luego de la entrada en operación del gasoducto Néstor Kirchner.

El rol del GNL en el sistema argentino de gas natural

A los efectos de estudiar el rol de GNL en el sistema argentino, es importante reconocer que el mercado real de gas natural no es el que resulta de las entregas desde las cuencas de producción, sino de la demanda potencial de gas natural que existiría si éste estuviera disponible. Para ello hay que sumar, a las entregas de gas desde las cuencas, el GNL inyectado en Escobar y Bahía Blanca, el FO y GO consumido en las centrales térmicas, y los eventuales cortes a las industrias interrumpibles. Como se muestra en la Fig. 4, dependiendo de la severidad del invierno, la demanda potencial promedio mensual máxima en el sistema argentino es de uno 180 millones de m3/d.

Teniendo en cuenta que con combustibles alternativos cerca de la demanda resulta antieconómico construir gasoductos que funcionen con un factor de uso menor al 75%, surgiría de la figura una capacidad óptima de transporte de unos 150 millones de m3/d. Esta capacidad debería estar disponible donde existe capacidad de inyección y con capacidad de llegar a la demanda. Es decir que actualmente deberían terminarse las ampliaciones previstas desde Neuquén, tanto las plantas compresoras del gasoducto NK y Mercedes como las ampliaciones de los tramos finales a Buenos Aires, la urgente reversión del gasoducto Norte y los loops necesarios para reemplazar el funcionamiento telescópico Norte-Sur de dicho gasoducto. Con estas obras terminadas la capacidad de transporte del sistema estaría cercana a los 150 millones de m3/d disponibles para la inyección de la producción desde las cuencas argentinas y fundamentalmente desde Vaca Muerta.

Para completar el abastecimiento óptimo, tanto por razones de costo como de emisiones de CO2, sería ideal reducir al mínimo la utilización de FO y GO en las centrales térmicas mediante su reemplazo por GNL. Para ello se necesitarían aproximadamente unos 30 millones m3/d, un volumen significativamente mayor que los 20 millones de m3/d que se pueden inyectar actualmente desde Escobar. Debido a que la capacidad de transporte de los tramos finales a Buenos Aires que estaba disponible para el GNL de Bahía Blanca es ocupada actualmente por el gas proveniente del gasoducto NK, la opción de Bahía Blanca no resulta posible. Es probable que de no existir alguna alternativa razonable a Escobar cerca de Buenos Aires, seguirá siendo necesario contar con cierto abastecimiento de FO y GO para las centrales térmicas en los días invernales.

¿Quién y cómo se debería pagar el GNL?

Surge de lo anterior que el GNL, el FO, el GO y eventualmente los cortes a industrias, forman un mercado de “peaking” invernal de unos 3,000 millones de US$, que debería dejarse librado a la creatividad e imaginación de los actores privados en la búsqueda de la mejor opción de abastecimiento.

Cuando se privatizó el sistema de gas natural, la capacidad de transporte disponible fue asignada fundamentalmente a las distribuidoras. A los usuarios residenciales se les asignó un factor de carga de 0.35 (todavía vigente actualmente), lo que significa que estos usuarios pagan casi 3 veces (1/0.35) la tarifa de transporte. Es decir que el costo del swing verano-invierno, que se observa en las inyecciones de la Fig. 1 entre los años 1993 y 2003, era pagado por los usuarios residenciales de gas natural. Las distribuidoras vendían la capacidad de transporte disponible fuera del invierno a otros actores, fundamentalmente a las centrales térmicas, que en ausencia de gas natural utilizaban FO y posteriormente GO, con la aparición de los ciclos combinados. En este esquema, si hubiera existido el GNL, las centrales térmicas hubieran comprado GNL en lugar de FO o GO, por ser más barato y por disminuir los costos de mantenimiento de las centrales.

En el nuevo esquema que se avizora a partir del próximo año, lo lógico sería volver a ese sistema de funcionamiento exitoso de los primeros años de la privatización.

Junto con la extensión de las licencias de transporte, debería reasignarse la capacidad de transporte con los cambios experimentados en el sistema (la reversión del gasoducto Norte, la capacidad del gasoducto NK, los cambios en el mix de transporte de las distribuidoras) a las Distribuidoras. Al mismo tiempo, debería verificarse la validez del factor de carga que pagan los usuarios residenciales de las distintas regiones del país según la realidad de la nueva configuración del sistema.

El GNL, el FO, el GO, los cortes a industrias forman un mercado de “peaking” invernal al que deberían acudir fundamentalmente las centrales térmicas (no ya CAMMESA, que debería perder su carácter de comprador de combustibles y titular de capacidad de transporte) pero también los usuarios industriales y las distribuidoras de gas.

Debe notarse que, en el caso de las distribuidoras, las mismas tienen la oportunidad de calcular cual sería la combinación óptima de compra de capacidad de transporte y “peaking” de GNL en el mercado spot. Sin embargo, es importante destacar que los costos del GNL no deben ser un ¨pass-trough” para los usuarios residenciales dado que estos ya pagan el servicio de “peaking” mediante el factor de carga del transporte. La combinación óptima capacidad de transporte-GNL que elige a su riesgo cada distribuidora forma parte del sistema de Price-cap que permite que la distribuidora retenga las ganancias derivadas de las eficiencias en su operación, al menos por un quinquenio, hasta que pueda ser eventualmente compartida con los usuarios mediante la revisión del factor de carga en una próxima Revisión Tarifaria.

El sistema aquí propuesto constituye un mercado spot diario o semanal de gas natural que podría instrumentarse en forma práctica y transparente en el MEGSA para el GNL, el gas y el transporte invernal remanente o inclusive para industrias que podrían preferir suspender su producción en días de alto valor del gas natural.

*Vicedecano de Facultad de Ingeniería – UBA . Presidente del CEARE- UBA.