Pese a la reversión del Gasoducto Norte, los picos de demanda de gas natural que tendrán las provincias del noroeste en el invierno no podrán ser totalmente cubiertos por la producción de Vaca Muerta. Las distribuidoras deberán contar también con un mix de Gas Natural Licuado importado de Chile y de combustibles líquidos que el gobierno aún no definió.
Voceros de las distribuidoras y transportistas que operan en la región coincidieron ante EconoJournal en que el pico de consumo en el invierno puede superar levemente los 22 MMm3/d en las provincias del noroeste. La Cuenca del Noroeste viene aportando apenas 2,5 MMm3/d y el Gasoducto del Norte sólo está en condiciones de suministrar 15 MMm3/d, según la capacidad disponible que tiene desde la inauguración hace un año.
Por entonces se esperaba que para este invierno estuvieran operativas las obras de reversión de las cuatro plantas compresoras de Ferreyra y Dean Funes en la provincia de Córdoba, Lavalle en Santiago del Estero y Lumbreras en Salta, ubicadas sobre la traza del ducto operado por TGN. La disponibilidad de esos equipos permitirá llevar a 19 MMm3/d la capacidad de transporte, pero esa potencia comenzará a estar disponible recién en junio o julio.
Desde la empresa contratista se expresó respecto a las compresoras que se está siguiendo el cronograma inicial y ajustando el mismo a definiciones y requerimientos de detalles de ingeniería que van surgiendo del intercambio en conjunto con ENARSA, y de ellos con TGN.
En el sector se destaca que el gap no es tan grave si se habilita la importación de al menos 1 MMm3 desde la planta regasificadora de Mejillones al norte de Chile, a través del Gasoducto Norandino que ingresa a la altura de la provincia de Salta, además del aporte de líquidos para las centrales de generación y eventualmente la importación de electricidad de la región. Pero todo esto está a la espera de la decisión de la Secretaría de Energía, explicaron.
Revisión de la tarifa de transporte pendiente
El tema alcanza a las distribuidoras Gasnor que abarca las provincias de Jujuy, Salta, Tucumán y Santiago del Estero; Ecogas en Catamarca, La Rioja y Córdoba; y en menor medida a Litoral gas en Santa Fe. Las mismas también tienen pendiente una revisión contractual por el abastecimiento de gas con cuadros tarifarios que reflejan un sentido norte a sur y con un mix de transporte que no parte de la Cuenca Noroeste o de Bolivia, sino que casi en su totalidad proviene de Neuquén con unos 15 MMm3/día aproximados.
Mientras también se aguarda la resolución que establezca los alcances de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que deberá comenzar a regir a partir del 1 de mayo con un sendero de actualización en las facturas, las distribuidoras plantean otra agenda. Allí se suma la reconfiguración del sistema de transporte a la luz de las nuevas obras de infraestructura, el traslado de los nuevos costos a tarifas reconociendo la distancia de la Cuenca Neuquina de origen de la mayor parte del gas, y la necesidad de que la capacidad del Gasoducto Perito Moreno sea asignada parcialmente a las distribuidoras de gas, no en exclusividad a Cammesa.
En junio de 2023, la Secretaría de Energía aprobó el contrato entre Enarsa y Cammesa para la capacidad de transporte en firme del Gasoducto Néstor Kirchner por un período de 35 años con tarifa dolarizada. El volumen contratado en condición firme resultó de 11 MMm3/día para el tramo entre Tratayén-Salliqueló, más un adicional de 10 MMm3/d para el mismo. A la distancia, aquella decision es considerada por algunos actores como un error ya que no permite la flexibilidad de ofrecer una asignacion de largo plazo a las distribuidoras del norte para atender la demanda prioritaria y cuando no sea necesario derivar a Cammesa.
Este punto, para una de las fuentes, puede resultar clave ya que la revisión del contrato que adjudica toda la capacidad de 21 MMm3/d con obras de compresión concluidas, permitiría a las distribuidoras contar con un adicional que sería importante para enfrentar de mejor manera la demanda sin tener que recurrir a gas o líquidos de importación, con el ahorro de divisas que significaría.
Plan para exportar
Pero sobre la mesa se vuelca con mirada de mediano y largo plazo una obra clave que podrá cambiar la situación no sólo para el abastecimiento de las provincias del NOA sino para dar a los productores de Vaca Muerta mayor disponibilidad de volúmenes durante todo el año para las exportaciones regionales por ductos. En particular se piensa en aprovechar el negocio que ofrecen los clientes industriales de Brasil, tal como acaban de concretar TotalEnergies y Tecpetrol con las inaugurales exportaciones interrumpibles por el sistema de gasoductos de Bolivia.
Se trata de la ampliación del Gasoducto Centro Oeste, que opera TGN, que viene trabjando al tope de su capacidad con un trazado que comienza en el yacimiento de Loma La Lata, en Neuquén, y recorre 1.121 kilómetros para llegar a la planta compresora San Jerónimo, en Santa Fe. En el medio se realizó la conexión con el Gasoducto del Norte a través de un nuevo ducto de 122 kilómetros, al sur de la provincia de Córdoba, que conecta las plantas de La Carlota y la de Tío Pujio.
Por el veto a la obra pública que ejerce la actual gestión de Gobierno, se trata de una iniciativa de exclusivo riesgo y financimiento privado, que se asegura está plenamente justificado en que aportará una solución definitiva al abastecimiento actual y el crecimiento futuro de la demanda de las provincias del NOA por unos 10 MMm3/d y permitirá a las operadoras disponer de otro tanto para destinar de inmediato a la exportación, incluso con contratos en firme durante todo el año.
Incluso se asegura que el Gasoducto del Norte aunque logre incrementar este año a 19 MMm3 su capacidad y luego a 23 MMm3 con el resto de las reversiones de las compresoras, el cuello de botella en la evacuación de la producción de Vaca Muerta seguirá topeando la posibilidad de llevar volúmenes incrementales importantes. Incluso la iniciativa privada propuesta por TGS al gobierno y que aún no se licitó, permitirá reemplazar mucho líquido y GNL en la zona del Área Metropolitana Buenos Aires pero no subir gas al Gasoducto Norte, explicó una de las fuentes.
Se asegura que hay un consenso generalizado en la importancia de realizar la ampliación de transporte a La Carlota, y la industria está estudiándo la convenciencia técnica de hacerlo ampliando el existente o diseñando un nuevo ducto en una diagonal ya difundida en el sector. Esta última alternativa daría una capacidad inicial de 20 MMm3/d sin plantas compresoras que se irían sumando a medida que la demanda local y regional lo justifique.
El NOA es testigo así del hito registrado en el último trimestre de 2024 cuando al Argentina importó la última molécula desde Bolivia para inaugurar la nueva etapa exportadora, pero para lo cual necesita seguir adecuando su infraestructura. El memorandum bilateral con Brasil para la exportación del gas natural de Vaca Muerta ratifica ese cambio de paradigma que permitirá al país convertirse en el nuevo hub de la región.
Un comentario
La producción de gas del NOA (específicamente en la provincia de Salta) conlleva, en forma simultánea, la generación de petróleo del tipo condensado el cual era procesado, al menos en parte, por la única refinería del NOA. Dicha refinería decidió, hace unos días, dejar de procesar petróleo. Ello llevaría a una acumulación del condensado que, si no encuentra otro mercado rápidamente, pone en riesgo la continuidad de la producción de gas en el NOA. En dicho caso, la brecha a importar sería superior al millón de metros cúbicos diarios. Si Bolivia no puede contribuir, lo podría ciertamente hacer Chile, no sólo vía gasoducto Norandino quien es operado por TGN sino vía gasoducto Atacama, transportista operado por Gas Atacama S.A. Respectivamente, en Chile los proveedores podrían ser Enel y Engie, vinculados a sendos transportistas. Ahora bien, con este panorama, en el invierno 2025 las pretensiones de exportación vía gasoducto del norte (más allá de las pruebas realizadas) quedarían truncas por el momento. Confío en que los productores de gas del NOA ya estarán en vías de comercializar el petróleo condensado en refinerías localizadas más al sur o utilizarlo, en algunos casos, en sus propias instalaciones. La distancia, esta vez, jugaría en contra del valor de dicho petróleo; no obastante será un QUID PRO QUO.