Energía. Gas: el grave problema del norte del país que puede afectar a Córdoba
Vaca Muerta bate récords, pero la caída del abastecimiento desde Bolivia, la suba de la demanda por las bajas temperaturas y la decisión oficial de no intervenir en el mercado encendieron alarmas en el norte argentino. Córdoba aparece ahora dentro del área bajo observación.
El suministro de gas natural para buena parte del país continúa bajo tensión de cara al invierno. Las primeras olas de frío ya comenzaron a elevar el consumo residencial y las empresas energéticas siguen con atención la evolución del sistema, especialmente en las provincias conectadas al Gasoducto Norte operado por Transportadora Gas del Norte (TGN).
Ese ducto es clave para entender la preocupación actual. El mapa del sistema nacional de transporte muestra que el Gasoducto Norte baja desde la frontera con Bolivia, atraviesa Salta y Tucumán, pasa por Córdoba y continúa hacia Santa Fe y Buenos Aires. Córdoba queda así integrada a la misma red que hoy presenta mayores tensiones por disponibilidad de fluido.
La situación se volvió más delicada por la caída de las importaciones desde Bolivia donde Argentina compra menos. Según datos de Economía & Energía, el ingreso de gas boliviano pasó de 1,8 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) el 11 de mayo a prácticamente cero en las proyecciones posteriores.
Durante años, Bolivia fue el principal respaldo del sistema argentino durante el invierno. El gas ingresaba por el norte y alimentaba precisamente el ducto que abastece a provincias como Salta, Tucumán, Santiago del Estero y Córdoba. La reducción de esos envíos obliga ahora a depender mucho más de la producción local y de la capacidad de transporte desde Vaca Muerta.
Al mismo tiempo, las proyecciones del sistema muestran una demanda creciente. El consumo total de gas natural pasó de 154,3 MMm3/d el 10 de mayo a 162,5 MMm3/d previstos para esta semana.
Más consumo y menos importaciones
El aumento está impulsado principalmente por la demanda prioritaria, vinculada a hogares y comercios. Ese segmento se ubica en torno a los 56,7 MMm3/d, impulsado por la utilización de calefacción en medio de las bajas temperaturas.
También crece el consumo industrial y el de las usinas termoeléctricas. En marzo, el uso de la capacidad instalada industrial volvió a acercarse al 60%, mientras centrales térmicas como las utilizadas por Epec requieren mayores volúmenes de gas para sostener la generación eléctrica.
Pese a la demanda superior, las inyecciones totales al sistema de transporte permanecen prácticamente estables. Entre el 12 y el 15 de mayo rondan los 136,6 MMm3/d.
Otro dato relevante es la virtual ausencia de importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) por Escobar. Las proyecciones semanales muestran valores nulos para el ingreso de barcos regasificadores, algo muy distinto de otros inviernos en los que el país dependía fuertemente de esas compras externas.
La estrategia oficial apuesta a que el crecimiento de Vaca Muerta y la ampliación de los gasoductos permitan reducir la dependencia de importaciones. Sin embargo, el principal desafío continúa siendo la cobertura de los picos de consumo invernales, no en el futuro, sino pasado mañana.
El cuello de botella del invierno
Juan Bosch, CEO de Saesa Energía, explicó que el país enfrenta una paradoja: bate récords de producción de gas y petróleo, pero todavía sufre tensiones durante el invierno.
“Argentina sorprende cada mes con récords de producción de gas natural y petróleo”, afirmó Bosch. Según indicó, existen proyecciones moderadas que prevén duplicar la producción de gas y otras más optimistas que incluso hablan de triplicarla.
El empresario sostuvo que muchos analistas estiman un superávit energético de U$S 30.000 millones en el próximo quinquenio gracias al desarrollo de Vaca Muerta y las exportaciones.
Pero el problema, señaló, está en la enorme variación estacional del consumo residencial. Entre octubre y abril la demanda domiciliaria promedia 20 MMm3/día, mientras que entre mayo y septiembre puede llegar a 90 MMm3/día.
“El sistema argentino entrega unos 120 MMm3/día promedio. En invierno se llega a 150 MMm3/día, pero aun así no alcanza para cubrir los máximos picos de consumo”, explicó Bosch.
Los faltantes en distintos momentos, explicó, “se debieron al quiebre del marco regulatorio y contratos operado en Argentina desde 2002 y hasta 2024. Mientras las empresas que invertían en producir gas localmente se les reconocía una fracción del valor real del gas, a la importación se le pagaba precio pleno”, subrayó Bosh.
Cuando el gas no alcanza, el sistema prioriza automáticamente a los usuarios residenciales. En consecuencia, se restringe el suministro a industrias, estaciones de GNC y generación térmica, comenzando por contratos interrumpibles.
Tensión en el NOA
La preocupación ya se instaló en el norte argentino. La semana pasada fue un hervidero. El gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, reclamó públicamente garantías de abastecimiento y pidió soluciones estructurales para la región. “No podemos seguir siendo argentinos de segunda”, afirmó el mandatario.
En Tucumán, la industria azucarera y citrícola sigue con preocupación la evolución del sistema. Empresarios del sector aseguran que comenzaron a recibir advertencias sobre posibles restricciones.
La semana pasada, un importante ingenio tucumano recibió una orden de corte de suministro a las 17 horas. La situación derivó en reuniones entre empresas, distribuidoras y la Secretaría de Energía de la Nación.
Según fuentes del sector, en la cuenca norte existen actualmente unos 2,5 MMm3 disponibles provenientes de YPF, Pan American Energy y Pluspetrol. A eso se agregan 3,17 MMm3 comercializados por Naturgy desde la cuenca neuquina para usuarios prioritarios.
El consumo conjunto de las industrias azucarera y citrícola del NOA ronda los 0,8 MMm3. Por eso algunas compañías sostienen que el volumen disponible sería superior al del año pasado y cuestionan las advertencias de faltantes.
La secretaria del área, María del Carmen Tettamanti, convocó a distribuidoras y comercializadoras para analizar el escenario y posteriormente volvió a comunicarse con las empresas involucradas.
Córdoba sigue de cerca el escenario
Según reconstruyó La Voz, la postura transmitida por Tettamanti fue que el gas disponible ya se encuentra comprometido comercialmente y que el Estado nacional no reasignará volúmenes.
“Queda el gas de Bolivia y el GNL; quienes lo necesiten que lo compren”, habría sido la definición transmitida por Tettamanti durante las conversaciones mantenidas con empresas del sector, según fuentes vinculadas a esas negociaciones.
En ese contexto, algunas comercializadoras comenzaron a analizar alternativas particulares para industrias del norte argentino que podrían enfrentar restricciones durante los próximos meses. Ahora habría una gestión para comprar gas en Bolivia.
En Córdoba, por el momento, las alarmas no alcanzan el nivel observado en Tucumán y Salta. Sin embargo, el hecho de compartir el mismo sistema troncal de transporte mantiene bajo seguimiento permanente la evolución de la demanda y de las temperaturas.
El mapa energético nacional refleja además que Córdoba ocupa una posición estratégica dentro de la red, conectada tanto al Gasoducto Norte como al sistema Centro Oeste proveniente de Neuquén, lo que le otorga mayor flexibilidad operativa frente a otras provincias del NOA.
El desafío para las próximas semanas será determinar si esa capacidad de administración alcanza para atravesar el invierno sin restricciones relevantes en industrias, generación eléctrica y estaciones de GNC.
