A lo largo de toda esta semana, los registros de despacho diario de la Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) reflejaron la importación desde Bolivia de hasta 3,7 millón de metros cúbicos/día . La gran diferencia con lo que ocurría hasta hace 9 meses atrás es que el comprador ya no es el Estado argentino que por entonces buscaba asegurar el abastecimiento sino que ahora es a cuenta y cargo de privados. Según fuentes de la industria, las compras que se están registrando en el sistema corresponden a contratos spot de corto plazo que están cerrando empresas comercializadoras para clientres que tienen a su cargo las centrales termoeléctricas que abastecen de energía al Noroeste, y que funcionan a gas natural como combustible más eficiente y económico.
Esta operatoria es posible a partir de la desregulación del mercado en la que está avanzando el Gobierno nacional, al permitir a las generadoras eléctricas comenzar a comprar sus propios combustibles y ya no depender del aprovisionamiento de Cammesa, con lo cual están habilitadas a salir a buscar la mejor opción del negocio. Es decir, las centrales eléctricas están afrontando en estos días una limitación en el suministro del gas que les debería llegar desde Vaca Muerta, debido a las inconclusas obras que debían aumentar el caudal para este invierno, por lo que ante la alternativa de buscar combustibles líquidos mucho mas costosos , recurrir a Bolivia es una opción atractiva frente a la posibilidad de tener que parar la operación, incluso desde lo económico.
En este contexto, esta semana se retomaron las importaciones. Según la información pública del Enargas, desde Bolivia comenzó a inyectar volúmenes de 0,8 y 1 MMm3/D para luego dar un salto a 1,4 y 3,7 MMm3/d , en tanto que las importaciones de GNL resultó apenas simbólico con unos 0,2 MMm3/d, por lo que su incidencia es prácticamente nula, se explicaba en el sector.
De acuerdo a estimaciones de mercado, como esos contratos hoy son privados y nadie puede obligar a las empresas a revelar su estrategia comercial, se estima que el costo actual por millón de BTU no puede ser menor a una franja de u$s8 a u$s10 , teniendo en cuenta también los precios vigentes en 2024, mientras que los combustibles líquidos como el gasoil y el fuel pueden duplicar esos valores en dólares. Pese a la reversión del Gasoducto Norte , los picos de demanda de gas natural que tendrán las provincias del noroeste en este invierno no podrán ser totalmente cubiertos por la producción de Vaca Muerta , tal como vienen anticipando las empresas distribuidoras y de transporte, por lo que será necesario un mix de Gas Natural Licuado importado de Chile y de combustibles líquidos.
Tal como está hoy la obra de reversión, la capacidad para llegar con gas de Vaca Muerta a las siete provincias de la región es de unos 15 MMm3/día, pero a esta altura del año ya deberían estar operativas las obras de cuatro estaciones de compresión que fueron oportunamente licitadas para estar listas este invierno , lo que no está ocurriendo. Esa mayor capacidad de bombeo que permitirían las 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, deberían llevar a 19 MMm3/d la capacidad de transporte , con lo cual se produce un gap difícil de cubrir.
El ducto no sólo es clave para abastecer la demanda de hogares, estaciones de GNC, industrias y termoeléctricas del NOA sino que es uno de los pasos posibles para ser eje de exportación del shale gas desde Vaca Muerta hacia la región sur de Brasil , utilizando como sistema de paso la red ociosa de gasoductos bolivianos. Sin embargo, también en ese caso serán necesarias una serie de inversiones que permitan incrementar sensiblemente los volúmenes transportados, incluso hasta alcanzar los 20 MMm3/d según algunas estimaciones.
Fuente: BAE