En su reporte ASG de 2023, tgs presentó su análisis sobre el mercado de gas en Argentina, desde la producción, consumo  y obras que apuntalaron las cifras.

El consumo de gas natural durante el año 2023 fue, en promedio, de 136 MMm3/d, registrándose una disminución de 0,5%  respecto del año anterior (-0,7 MMm3/d), principalmente explicado por un menor consumo de la demanda prioritaria a partir del registro de mayores temperaturas durante los meses de invierno.

Durante el primer semestre de 2023 se registraron temperaturas promedio más cálidas (21,1°C) que las registradas en el mismo periodo de 2022 (18,5°C), lo cual explica la caída de la demanda prioritaria (residencial + PyMES) respecto del año anterior, registrándose en total una disminución a lo largo del año de 2,2 MMm3/d.

A pesar de un aumento de la demanda de energía eléctrica del 3,2%, la generación total de electricidad aumentó en un 2,8% (+3,2 TWh), siendo la diferencia cubierta con importaciones provenientes principalmente desde Brasil.

El aumento en la generación local se explica principalmente por una recuperación de los aportes hidroeléctricos (+7,8 TWh). El mayor aporte hidroeléctrico permitió reducir los requerimientos de generación térmica (-4,8 TWh) debido a la necesidad económica de minimizar las importaciones de combustibles (líquidos y GNL).

A su vez, hubo una menor generación nuclear (-0,03 TWh) principalmente a una menor disponibilidad en Atucha 2, operativa a partir de septiembre, compensado por el mayor aporte de la central nuclear Embalse.

Las energías renovables continúan creciendo, aunque en menor medida que años anteriores (+1,7% vs 2022) aportando al sistema un 13,8% del total de la generación (117,5 TWh).

La demanda de gas natural durante 2023 se mantuvo en los niveles registrados el año anterior. Las diferencias de composición de ese consumo responden a principalmente a las mayores temperaturas registradas en los meses de invierno (mayo y junio) en donde el menor consumo de la demanda prioritaria fue compensado con mayor consumo por parte de las centrales eléctricas, sustituyendo el consumo de combustibles líquidos. Los meses con menores consumos respecto del año anterior fueron julio y octubre.

En ambos casos, el menor consumo responde principalmente a un menor consumo de usinas térmicas debido al mayor aporte hidro y nuclear respecto al año anterior. En 2023, teniendo en cuenta la composición total del consumo de gas natural por tipo de usuario en Argentina, se observa que el sector más demandante continúa siendo el de generación eléctrica, seguido por la demanda prioritaria y el sector industrial en tercer lugar.

INCENTIVOS Y OBRAS

Gracias al esquema de incentivos planteados por el Plan Gas.Ar, los niveles de producción se vieron incrementados, continuando con dicha tendencia durante todo el 2023. Esta mayor disponibilidad de gas natural local permite mantener de forma sostenida las exportaciones, principalmente con destino a Chile a través de gasoducto Gas Andes, incluso durante los meses de invierno, aprovechando que el envío de dichos volúmenes no restringiría el abastecimiento en el mercado interno dado el diseño actual de la infraestructura de transporte.

En 2023, la producción total de gas natural disminuyó 0,6% con respecto al año anterior, pasando de 132,6 MMm3/d a 131,8 MMm3/d. Dada la marcada estacionalidad de la demanda de gas natural en Argentina, con picos de consumo en los meses de invierno, la producción nacional de gas natural de Argentina junto a la importación desde Bolivia satisface el consumo durante los meses más cálidos (de octubre a abril), en tanto la mayor demanda durante los meses más fríos (de mayo a septiembre) es cubierta con importaciones adicionales de Bolivia, GNL y combustibles líquidos.

La séptima adenda del contrato de importación de gas entre Energía Argentina (Enarsa) e YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) se firmó el 30 de diciembre de 2022 e incluye una reducción en el volumen de gas natural que se estará recibiendo dada la declinación de los yacimientos bolivianos. El suministro desde Bolivia —en el marco del acuerdo suscripto entre ambos gobiernos— resultó en un promedio de 5,5 MMm3/d, 4,9 MMm3/d menor al volumen registrado en 2022.

Por otra parte, la importación de GNL por vía marítima, re-gasificado e inyectado en el sistema nacional de transporte de gas natural en el puerto de Escobar y Bahía Blanca ubicados en la Provincia de Buenos Aires, registró un aporte promedio de 6,8 MMm3/d en 2023, 0,6 MMm3/d por encima del aporte de GNL registrado en el año 2022. 

La cuenca Neuquina posee la mayor inyección total de gas natural, mientras que las restantes cuencas continúan con su decline natural (incluso Bolivia también se encuentra en proceso de declinación), lo cual hizo imperiosa la construcción de un tercer gasoducto troncal que permitiera evacuar el gas incremental asociado a los desarrollos de reservas de la cuenca neuquina.

En los últimos años, no ha habido requerimientos de potenciales interesados en contratar capacidad adicional, fundamentado principalmente en la falta de gas y en las declinaciones graduales de los yacimientos convencionales, en especial desde las zonas de recepción Tierra del Fuego, Santa Cruz y Chubut. Esta situación no fue la misma respecto de la cuenca Neuquina donde el gas de los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta, a partir del Plan Gas.Ar se ha impulsado la producción en dicha región, llegando a completar la capacidad de transporte desde esa cuenca, haciendo necesaria e imprescindible la instalación de un nuevo gasoducto que permita explotar el potencial energético disponible en Vaca Muerta.

Tanto es así que hacia finales de agosto de 2023 se habilitó la primera etapa del GPNK (tramo Tratayén-Salliqueló), el cual fue ejecutado por ENARSA. Sus obras complementarias, a saber, el Gasoducto Mercedes-Cardales ha sido habilitado en la última semana de noviembre de 2023 y la ampliación de 29 km sobre los tramos finales de tgs ya fue habilitada a fines de agosto de 2023.

Al momento de la elaboración del informe estaban en proceso de ejecución la instalación de las plantas compresoras que elevarán la capacidad de transporte de este primer tramo a 21 MMm3/d las cuales se espera se culminen en el primer semestre de 2024. Por su parte, se encuentra pendiente de licitación las obras del segundo tramo que consistirá en la construcción del tramo de gasoducto que se extiende desde Salliqueló hasta San Jerónimo, en el sur de Santa Fe conectado al sistema de Transportadora de Gas del Norte S.A. (“TGN”), e incluye la instalación de tres Plantas Compresoras adicionales en el primer tramo Tratayén-Salliqueló, alcanzando una capacidad de transporte total de 39 MMm3/d de gas natural.

El rápido declinar de los yacimientos de Bolivia imponen una rápida respuesta de la Argentina para avanzar con las obras de reversión del gasoducto norte. Esta obra de vital importancia para el desarrollo energético de la Argentina y de Vaca Muerta consiste en la reversión del flujo de gas natural la cual llevará el gas de Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy.

También permitirá la conexión de hogares a las redes de gas natural y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio. En forma complementaria la reversión impactará en una baja del costo de generación eléctrica y del gas natural para las industrias de la región.

Además, viabiliza la realización de exportaciones hacia el norte de Chile, al centro de Brasil y a Bolivia y redundará en un incremento en la oferta de gas natural en la Argentina. La puesta en funcionamiento de esta obra estaba prevista para el invierno de 2024 pero como resultado de las ofertas recibidas las autoridades nacionales, en diciembre de 2023, decidieron re-licitar la misma lo que implica demora en su puesta en marcha.