Cómo impacta la menor disponibilidad de gas boliviano en el NOA

El impacto de la menor disponibilidad de gas natural de Bolivia y de la cuenca NOA sobre el sistema eléctrico anticipa un escenario complejo. El mismo está dado por una limitación en el despacho de centrales eficientes, principalmente en esta región; reducción de los saldos exportables de generación térmica eficiente; y el incremento del despacho térmico con combustibles líquidos en el sistema, y en particular en Centro y Litoral, con un encarecimiento del costo de generación.

Del análisis realizado por la consultora Economía & Energía (E&E), se desprenden varias cuestiones. En primer lugar, que el sistema de TGN, dada la demanda de GNL de Escobar del sistema de TGS, para una inyección de GNL en Bahía Blanca de 10 MMm3/D presenta un déficit de gas natural de entre 3 y 4 MMm3/d  durante el período invernal de 2023. De todas formas, dicho déficit podría ser subsanado por: una mayor disponibilidad de gas natural proveniente de Bolivia;  por el ingreso en la fecha prevista del Gasoducto Néstor Kirchner;  una mayor regasificación en Bahía Blanca llevando la inyección promedio a 14 MMm3/d.

En segundo lugar, la ampliación de la capacidad de reversión del gasoducto Norte de TGN desde 7 MMm3/d hasta 10 MMm3/día que se habilitarán este año son suficientes para garantizar un nivel de abastecimiento mínimo a la región, pero es insuficiente para enfrentar escenarios de menor oferta de gas natural por parte de Bolivia, así como para garantizar un despacho eficiente de la generación térmica.

Y en tercer término, en los próximos años será imprescindible el ingreso de la obra La Carlota-Tío Pujio, que ya cuenta con ingeniería y  financiamiento (CAF) y está prevista para el año 2024. A la vez que se requerirá la habilitación del gasoducto Mercedes-Cardales (en construcción) y el incremento en la capacidad de transporte del gasoducto Nestor Kirchner hasta los 22 MMm3/D.

Las regiones Centro y NOA se encuentran abastecidas de gas natural para la generación de energía eléctrica de origen térmico a través del gasoducto norte. La disponibilidad de gas de Bolivia, de la cuenca NOA y el gas revertido desde San Jerónimo definen el abastecimiento de las usinas eléctricas y del resto de la demanda del área.

El NOA en el sistema eléctrico se encuentra vinculada con el NEA y la región Centro. Sin embargo, su capacidad máxima de importación de electricidad es limitada (700 MW). La región cuenta con una potencia instalada de 4.358 MW, de los cuales el 45% corresponde a ciclos combinados y el  NOA no cuenta con la capacidad para reemplazar gas natural por consumo de líquidos en la generación eléctrica. 

Por ende, de no contar con el volumen de gas natural requerido para despachar las centrales térmicas, podrían registrarse insuficiencias en la oferta eléctrica en la zona.

"La plena utilización de las centrales del NOA y Centro significaría un consumo de gas natural de 13,4 MMm3/d. Sin embargo, se estima que el requerimiento mínimo para el funcionamiento del sistema en dicha zona se ubica en torno a los 7 MMm3/d", detalló el informe de la consultora que dirige el economista Nicolás Arceo.

La caída de la producción boliviana implica una reducción significativa del volumen de gas que ingresa desde el NOA en el gasoducto norte de TGN. A ello se le suma el declino tendencial de la cuenca NOA en Argentina.  Al respecto el documento de E&E hizo un breve repaso de los antecedentes del contrato de importación de gas natural desde Bolivia.

Señaló que ante el declino de la producción boliviana de gas natural, el contrato entre YPFB y ENARSA se viene renegociando anualmente desde 2018, adecuando las cantidades comprometidas a los volúmenes que efectivamente Bolivia puede entregar.

Hasta 2018 el suministro de Bolivia se ubicó siempre muy por debajo de los volúmenes comprometidos en el contrato original y su primera adenda. Sin embargo, a partir de dicho año, las entregas cumplen los compromisos o incluso llegan a superarlos.

La última adenda al contrato firmada entre YPFB y ENARSA el 30/12/2022 compromete volúmenes significativamente más bajos que los de la adenda vigente para 2022: 4 MMm3/día fuera del invierno, 7 MMm3/día en los meses de salida del invierno y 8 MMm3/día en el pico invernal.

El estudio reciente mostró que la adenda firmada para 2022 introdujo como novedad un diferencial de precio para el gas entregado durante el período invernal por sobre el volumen base. El precio diferencial se ubicó en torno a los 18 USD/MMBTU.

"De acuerdo a lo establecido en la última adenda, para 2023 se repite el esquema de precios diferenciales para el volumen adicional de invierno. Sin embargo, los volúmenes base son sensiblemente más bajos: 4MMm3/día fuera del invierno, 8 MMm3/día al inicio del invierno, 7,5MMm3/día en agosto y 7 MMm3/día en septiembre. Los volúmenes entregados en lo que va del año muestran un sobre cumplimiento en enero y febrero, mientras que en marzo las entregas se ubican algo por debajo de los 4 MMm3/día comprometidos", afirmó.

La producción de Bolivia presenta un declino tendencial del  8,5% anual. Por su parte, la demanda local se mantiene relativamente estable, sin tendencia al alza desde 2018. En consecuencia, los saldos exportables se vienen comprimiendo al ritmo de la caída de la producción.