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El crudo inicio del invierno encontró una vez más a Salta y al resto de las provincias del NOA con restricciones severas en el suministro de gas natural. En la semana, estaciones de servicio de GNC permanecieron sin despachos en toda la provincia. Plantas industriales también penaron con recortes forzados. El Enargas tuvo que disponer medidas de emergencia para priorizar el abastecimiento de hogares, hospitales y escuelas, en un escenario que reprodujo las crisis energéticas invernales ya conocidas por la región.
Organismos competentes atribuyeron el colapso al frío extremo que disparó los consumos domésticos a niveles que no pudo soportar la infraestructura gasífera del país. La ola polar empezó a ceder el jueves y sobre el filo del fin de semana los suministros afectados entraron en una senda de normalización. Las primeras heladas pasaron, pero en el norte argentino la incertidumbre perdura y crece.
¿La culpa es del frío?
Tal como lo había anticipado El Tribuno en su edición del pasado 20 de abril, las obras de reversión del Gasoducto Norte no alcanzaron para garantizar el abastecimiento pleno del NOA, y hay múltiples factores técnicos, estructurales y geopolíticos que explican el actual colapso.
El proyecto de reversión del Gasoducto Norte, que demandó más de 740 millones de dólares y fue inaugurado en noviembre de 2024, había sido presentado como una solución definitiva al histórico problema de suministro en siete provincias del centro y norte del país. En aquel corte de cintas, realizado en Córdoba, se afirmó que antes del invierno el gas proveniente de Vaca Muerta, en Neuquén, llegaría a las provincias del norte argentino en volúmenes más que suficientes para cubrir la demanda del NOA, especialmente en los meses más fríos.
Obras pendientes
El actual escenario energético, sin embargo, muestra otra realidad: las obras en las plantas compresoras de Ferreyra (Córdoba), Deán Funes (Córdoba), Lavalle (Santiago del Estero) y Lumbreras (Salta), que se contrataron con la empresa Esuco como parte del plan de reversión, siguen inconclusas, pese a que su plazo de finalización era mayo de este año.
Las adecuaciones licitadas en esas plantas son indispensables para poder aumentar los volúmenes de gas transportados por el Gasoducto Norte desde Córdoba hacia el norte. El retraso de esas obras limita severamente el volumen de gas que puede llegar desde la Cuenca Neuquina, como se evidenció con los efectos de la ola polar en la región.
Capacidad limitada
En su estado actual, el Gasoducto Norte solo puede transportar hasta 15 millones de metros cúbicos diarios desde Córdoba hacia el NOA, aunque su capacidad de carga fue ampliada y permitiría hasta 19 millones. Esa diferencia es crítica: en el tramo inicial del invierno la demanda diaria del NOA superó los 22 millones de metros cúbicos, techo que dejó abiertos serios interrogantes en torno del déficit estructural que se repite año tras año en la región.
El mayor cuello de botella se encuentra justamente en Córdoba. En esa provincia, a pesar de haberse ejecutado nuevas líneas de ductos y mejoras en estaciones, no se logró elevar el volumen que llega desde Neuquén a los neurálgicos nudos de La Carlota y Tío Pujio. Esto se debe a que aún no se ha iniciado la construcción de una nueva línea de conducción que se considera imprescindible para poder sacar más gas desde Vaca Muerta hacia el centro del país. Sucede que el gasoducto Néstor Kirchner, que se construyó desde Tratayén (Neuquén) hasta Saliqueló (Buenos Aires) con una sideral inversión volcada por el Estado Nacional, también tiene tramos y obras pendientes que, dos años después de su inauguración, impiden ampliar los volúmenes de "shale" transportados desde Vaca Muerta hacia la región central del país.
El gobierno nacional dejó los nuevos tendidos que se necesitan para ampliar la salida del gas neuquino a mercados tanto internos como externos en manos del sector privado, en el entendimiento de que contratos de exportación como los que distintas petroleras empezaron a cerrar en abril último con Brasil y crecientes demandas como la de la región NOA justifican largamente inversiones empresariales.
Gas que sobra, pero falta
La paradoja es evidente: en Vaca Muerta hay gas en sobreabundancia. Varias de las grandes petroleras que operan en la Cuenca Neuquina ya tienen permisos de exportación hacia Brasil. E incluso, en meses de baja demanda regional, se canalizaron algunos excedentes a través de la extensa red de interconexión conformada por los gasoductos Néstor Kirchner (renombrado en 2024 como Perito Moreno), Juana Azurduy (que conecta Campo Durán con Yacuiba) y los tendidos que se extienden desde Bolivia hasta Cuiabá, en el estado brasileño de Mato Grosso.
Los acuerdos de exportación fueron cerrados con agilidad. Mientras tanto, en el norte argentino, a centrales térmicas, industrias y estaciones de servicio les sigue faltando gas. La postal se repite, con diferentes matices, cada invierno.
Cuenca hundida
Otro elemento clave de la crisis energética es el desplome productivo de los yacimientos del norte salteño, que hace 16 años abastecían por completo a la región. Aguaragüe, Ramos y Acambuco, en el departamento San Martín, aportaban 20 millones de metros cúbicos diarios en 2009. Hoy, esas áreas gasíferas que resumen la producción prácticamente completa de la Cuenca Noroeste, apenas entregan 3 millones de metros cúbicos diarios, un hundimiento dramático que condena al NOA a depender del gas transportado desde el sur y de importaciones, con una vulnerabilidad cada vez más acentuada frente a las insuficiencias estructurales del sistema gasífero argentino.
Un acuerdo de privadas evitó un colapso mayor
La única respuesta al colapso que se veía venir en la región con la llegada del frío fue un acuerdo entre operadoras privadas que lograron importar gas boliviano. Así, por cuenta propia, aseguraron despachos de 3 millones de metros cúbicos diarios desde Tarija sostener la generación termoeléctrica en Salta. Ese volumen adicional evitó males mayores en la región.
Los signos de alarma ya se habían manifestado en el pasado verano, cuando con demandas diarias de hasta 21 millones de metros cúbicos en el NOA se importó gas natural licuado (GNL) desde Mejillones (Chile), a través del gasoducto Norandino, para garantizar la generación térmica en Salta y Tucumán.
Ya se descontaba entonces que, con la llegada del invierno, la demanda regional superaría los 22 millones de metros cúbicos diarios. Y así ocurrió. La situación se agravó porque en 2024 las estatales Enarsa e YPFB acordaron un corte definitivo al acuerdo de importación que por años aseguró despachos desde la cuenca tarijeña hacia la refinería de Campo Durán, en volúmenes que crecieron a medida en que producción gasífera de Salta se hundía.
La única respuesta al colapso que se veía venir con la llegada del frío fue un acuerdo entre operadoras privadas, que lograron importar gas boliviano por cuenta propia y sumar 3 millones de metros cúbicos diarios para sostener la generación termoeléctrica del nodo norte. Ese volumen adicional evitar un colapso mayor e la región.