La combinación de una ola polar y una disminución imprevista de la inyección de gas natural en Neuquén produjo la semana pasada una crisis de abastecimiento de la demanda de gas natural en todo el país. La manifestación numérica de esa crisis es la evolución del “linepack” de las transportistas (el gas natural almacenado en los gasoductos que permite la operación del sistema). El martes 1 de julio el linepack había alcanzado un déficit de 26.1 MMm3 respecto del viernes 27 de junio poniendo en serio riesgo el funcionamiento total del sistema gasífero (ver figura 1).

En este trabajo se analizan con datos públicos del ENARGAS los siguientes aspectos:

• las causas de la crisis,
• las restricciones a la demanda que permitieron normalizar el estado del sistema,
• qué hubiera pasado si solo hubiera ocurrido la ola de frío sin disminución de inyección,
• qué hubiera pasado si las restricciones al sistema se hubieran adelantado un día respecto de las que realmente ocurrieron,
• si la existencia de infraestructura adicional hubiera evitado la crisis y, finalmente,
• conclusiones hacia el futuro.

Demanda e inyecciones

En la figura 2 se muestra el crecimiento de la demanda prioritaria respecto de los 82.7 MMm3/d del viernes 27 de junio hasta alcanzar un máximo histórico de 98.4 MMm3/d el lunes 30 de junio (el máximo anterior había ocurrido el 10 de julio de 2024 con 91.9 MMm3/d). El crecimiento máximo de la demanda (en solo dos días) de 15.7 MMm3/d fue muy significativo pero había sido pronosticado con razonable precisión por los operadores del sistema a partir de los pronósticos meteorológicos disponibles.

Lo que no estaba previsto, y fue declarado como fuerza mayor por los productores involucrados, fue la caída repentina de producción en Neuquén debido a desperfectos técnicos. La evolución de la inyección a gasoductos en Neuquén pasó de unos 107 MMm3/d el viernes 27 de junio a 99 MMm3/d el lunes 30 de junio (ver figura 3). Es decir una disminución de 8.5 MMm3/d el lunes y de 6.5 MMm3/d el martes, hasta alcanzar la normalización del sistema.

Por lo tanto, el lunes 30 de junio se combinaron un aumento de la demanda prioritaria de 15.7 MMm3/d y una disminución de la inyección de 8.5 MMm3/d, un total de 24.2 MMm3/d respecto del viernes de la semana anterior.

En un sistema como el argentino, el único de los grandes sistemas de gas natural del mundo con fuerte estacionalidad que no tiene almacenamiento, el control de la demanda mediante el corte de los servicios interrumpibles y el pase de las centrales a gas oil y fuel oil es la única manera de controlar los fuertes cambios invernales de la demanda.

La demanda no prioritaria disminuyó 10.5 MMm3/d el lunes 30 de junio respecto del viernes 27 de junio (ver figura 4), pero esa baja fue claramente insuficiente respecto del faltante de 24 MMm3/d. Recién el 2 de julio se alcanzó una disminución de 22.5 MMm3/d que, junto con la recuperación de la inyección, permitió la recuperación del “linepack” del sistema.

La demanda total alcanzó los 166.6 MMm3/d el lunes 30 de junio (el viernes 27 de junio era de 161.4 MMm3/d). Un incremento de demanda neto de 5.2 MMm3/d que no hubiera sido un problema significativo si no hubiera coincidido con una disminución de inyección de 8.5 MMm3/d en ese mismo día lunes. En la figura 5 se muestra la variación de la demanda total (incremento de la demanda prioritaria menos la disminución de la demanda no prioritaria).

Disminución de la demanda no prioritaria

El viernes 27 de junio las demandas no prioritarias eran respectivamente: 5.9 MMm3/d de GNC, 33.8 MMm3/d de Industrial, 21.8 MMm3/d para generación y 7.5 MMm3/d de exportaciones. Es importante notar que el sistema eléctrico ya había pasado la mayor parte de la generación de gas natural a combustibles líquidos por la elevación de la demanda prioritaria que ese viernes 27 de junio ya era de 82.7 MMm3/d. Por ejemplo, el 17 de junio de 2025 con una demanda prioritaria de 73.6 MMm3/d, la demanda de gas natural para generación había alcanzado los 39.6 MMm3/d y la demanda total ya era similar a la existente en la primera semana de julio de 2025. Es decir, que ya quedaba poco espacio para pasar la generación térmica a combustibles líquidos dependiendo de los niveles de la demanda eléctrica. El viernes 3 de julio el gas natural consumido por la generación había disminuido 3.9 MMm3/d alcanzando un mínimo de 17.9 MMm3/d.

Como se ve en Figura 6, el lunes 30 la disminución fue poco significativa afectando mayoritariamente a la exportaciones que disminuyeron unos 3.8 MMm3/d. Recién en los días siguientes el sistema empezó a reaccionar más fuertemente con disminuciones de las exportaciones de 6.9 MMm3/d a partir del día martes 1 de julio y con cortes crecientes a la demanda industrial de 6.6 MMm3/d el martes, 11 MMm3/d el miércoles y 13.9 MMm3/d el jueves. Si se tiene en cuenta que el sistema entró en emergencia el día lunes con la declaración de fuerza mayor de los productores, los cortes a usuarios firmes, tanto de exportación como industriales se podrían haber adelantado lo que habría aliviado sustancialmente la crisis del sistema. Debido a los niveles relativamente bajos de la demanda de GNC, las restricciones al GNC no fueron en ningún caso significativas.

Qué hubiera pasado sin la caída de inyección

En la figura 7 se muestra la variación de “linepack” del sistema si la demanda prioritaria y no prioritaria hubiera sido la que realmente ocurrió, pero si la inyección en Neuquén se hubiera mantenido en 109 MMm3/d, es decir sin inconvenientes técnicos.

Como se puede ver, la disminución de “linepack” del sistema hubiera alcanzado los 11.8 MMm3/d, mucho menos que los 26.1 MMm3/d del caso real. Este valor del “linepack”, se encuentra dentro de los límites que el sistema puede manejar durante un tiempo prudencial. Es decir que no se hubieran evitado las restricciones a la demanda no prioritaria pero no se habría visto amenazada la demanda prioritaria y posiblemente se podría haber mantenido el servicio GNC.

Qué hubiera pasado si las restricciones se adelantaban un día

En la figura 8 se muestra la variación de “linepack” del sistema con el aumento de la demanda prioritaria y la caída de inyección en Neuquén efectivamente ocurrida en la primera semana de julio, pero adelantando un día la disminución de la demanda no prioritaria. Como se puede ver, la disminución de “linepack” del sistema hubiera alcanzado los 14.2 MMm3/d, todavía mucho menor que los 26.1 MMm3/d del caso real. Este valor del “linepack”, se encuentra dentro de límites que el sistema puede manejar durante un corto plazo. Es decir que no se hubieran evitado las restricciones a la demanda no prioritaria pero no se habría visto amenazada la demanda prioritaria y posiblemente se podría haber mantenido el servicio GNC.

La comparación de las figuras 1, 7 y 8 muestra que la ocurrencia de la crisis fue producto de la simultaneidad del aumento de la demanda prioritaria (que estaba prevista), la disminución de la inyección en Neuquén (declaración de fuerza mayor) y una disminución no suficientemente rápida de las demandas firmes, fundamentalmente de exportación e industrial, considerando que el sistema se encontraba en emergencia.

¿Faltó infraestructura?

En algunos comentarios posteriores a la crisis se ha sugerido que la falta de obras de infraestructura era corresponsable de la crisis de abastecimiento registrada la semana pasada. En la figura 9 se muestra que, debido a la disminución de inyección en Neuquén, hubo capacidad de transporte no utilizada en el gasoducto GPM. Lo mismo puede decirse del gasoducto San Martín desde las cuencas del sur del país.

Surge de lo anterior que ni la terminación de la reversión del norte, ni la ampliación del GPM u otros gasoductos desde Neuquén (todas inversiones deseables por otras razones) hubieran podido contribuir en absoluto a evitar la crisis de abastecimiento.

La única obra de infraestructura que podría haber mejorado la situación es contar con una ampliación de la planta de regasificación de GNL. Esta última funcionó con su capacidad máxima de 20 MMm3/d demostrando una vez más la función esencial de seguridad de abastecimiento que la planta de regasificación de GNL tiene en el sistema argentino, y la adecuada contratación de los barcos para el período invernal en este caso.

Conclusiones y recomendaciones

En función de lo anterior se extraen las siguientes conclusiones:

• La ocurrencia de la crisis fue producto de la simultaneidad del aumento de la demanda prioritaria (que estaba prevista), la disminución de la inyección en Neuquén (declaración de fuerza mayor) y una disminución no suficientemente rápida de las demandas firmes, fundamentalmente de exportación e industrial, considerando que el sistema se encontraba en emergencia.
• Ni la terminación de la reversión del norte, ni la ampliación del GPM u otro gasoductos desde Neuquén hubieran podido contribuir en absoluto a evitar la crisis de abastecimiento.
• La única obra de infraestructura que podría haber mejorado la situación es contar con una ampliación de la planta de regasificación de GNL.

Mientras que las demandas pueden ser previstas con suficiente precisión, una disminución de inyección por razones técnicas podría volver a suceder en el futuro. Especialmente en coincidencia con los días más fríos del invierno cuando la operación de los pozos de producción está también bajo tensión. Para minimizar las consecuencias de eventos de estas características sería recomendable lo siguiente:

• En un sistema de gas natural como el argentino, con fuerte estacionalidad y sin almacenamiento, se requiere un alerta temprana y una eficiente gestión de las restricciones a la demanda (tanto la interrumpible como la firme en casos de emergencia). Es fundamental que el nuevo Ente Regulador que creará el gobierno pueda actuar eficientemente en la coordinación de los sistemas de gas y electricidad y en el “enforcement” de los actores privados para lo cual es esencial su diseño como un ente integrado y no como una yuxtaposición de los actuales.
• Sería conveniente reconocer la función de seguridad de abastecimiento de la instalación de regasificación de GNL distribuyendo el costo de su existencia entre todos los actores del sistema. Luego el “commodity” sería pagado por quién efectivamente lo utilice..
• Posiblemente una capacidad de 30 MMm3/d sería más adecuada al sistema argentino que los 20 MMm3/d disponibles actualmente.
• El aumento de producción de cuencas alternativas (por ejemplo desde el sur) sería también deseable de tal manera de no depender de que una sola cuenca llene los gasoductos disponibles.

(*) Vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la UBA y presidente del CEARE.