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Cuentas pendientes: el enorme desafío de reducir el déficit de infraestructura energética
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LA NACIONNéstor O. Scibona
Como lo había anticipado esta columna a fin de septiembre, la Argentina cerró 2024 con un saldo positivo en su balanza comercial energética de casi US$5700 millones en números redondos y cortó una racha deficitaria de nada menos que 14 años si se excluye la pausa impuesta en 2020 por la pandemia de Covid.
Ese resultado fue producto del aumento de 23% en las exportaciones de petróleo y gas natural (US$9700 millones) y la reducción de 49% en las importaciones de gas natural licuado (GNL), combustibles y lubricantes (US$4000 millones). La tendencia se mantuvo en enero de 2025 (último dato oficial disponible), con un superávit de US$678 millones.
La reversión del balance energético obedece a dos factores interrelacionados. Uno, el boom de producción no convencional de hidrocarburos en Vaca Muerta (VM), donde la extracción de crudo creció 26,6% en los últimos 12 meses (57% del total del país) y la de gas 14,5% (63% del total), según el Instituto de Energía General Mosconi. Otro, la puesta en marcha de varias obras clave de infraestructura, demoradas en los últimos años debido a sucesivos frenos impuestos por vaivenes ideológicos, populismo energético y crisis económicas, que aumentaron el enorme déficit en esta materia y el desafío de reducirlo con grandes inversiones para recuperar el tiempo perdido.
El caso más emblemático es la licitación del nuevo gasoducto troncal desde VM. Convocada en 2019 por Mauricio Macri con participación público privada, fue anulada por Alberto Fernández que lo bautizó “Presidente Néstor Kirchner” (GPNK) y adjudicó a la estatal Enarsa. Cuatro años después, Cristina Kirchner inauguró parcialmente la primera etapa entre Tratayen (Neuquén) y Salliqueló (Buenos Aires). Hace cuatro meses, Javier Milei lo rebautizó “Perito Moreno” (GPM), después de cancelar pagos adeudados a los contratistas para completar las plantas de compresión en cada cabecera, elevar su capacidad de transporte (de 11 a 24 millones de metros cúbicos diarios) y ahorrar US$130 millones de importaciones de combustibles en el próximo invierno. Luego, declaró de interés público la iniciativa privada de TGS de adherir al RIGI para participar de una próxima licitación y elevar la capacidad de transporte del primer tramo entre 14 y 20 millones de m3 diarios adicionales, con una inversión total de US$700 millones. El proyecto prevé instalar tres nuevas plantas de compresión, 20 kilómetros de loops de cañería y una planta compresora en el Gasoducto Neuba II, para que el gas neuquino llegue al Gran Buenos Aires y el Litoral.
Mientras aún sigue sin fecha la licitación de la segunda etapa del GPM entre Salliqueló y San Jerónimo (Santa Fe), la UTE Techint-Sade avanzó en la reversión del Gasoducto Norte con inversiones por US$ 700 millones financiadas parcialmente por la CAF (US$ 540 millones). Hace cinco meses habilitó en Córdoba el ducto Tío Pujio- La Carlota, que conecta el Gasoducto del Centro con el del Norte, permite transportar hasta 15 millones de m3 diarios a las provincias del NOA y reemplazar importaciones desde Bolivia ante la fuerte declinación de sus yacimientos. La obra posibilita además exportar excedentes de gas a Brasil fuera de la época invernal.
Oleoductos a full
Como a diferencia del gas las exportaciones de crudo generan un flujo inmediato de petrodólares, la expansión de la red de oleoductos para transportar mayores volúmenes desde la cuenca neuquina resuelve un cuello de botella y abre perspectivas más auspiciosas desde 2025 en adelante. De ahí que un informe elaborado por BBVA Research proyecte para 2030 exportaciones de hidrocarburos por US$ 36.700 millones, si se mantiene el ritmo de inversión en obras en marcha o proyectadas por YPF en asociación con petroleras privadas; algunas con los incentivos del RIGI.
Por lo pronto, el Oleoducto Trasandino (Otasa), que une Puesto Hernández (Neuquén) con la refinería chilena Bio Bio de la estatal Enap y estuvo inactivo 17 años hasta su rehabilitación en 2023, está conectado con el de Vaca Muerta Norte (150 kilómetros) desde Allen (Río Negro) y puede exportar hasta 110 mil barriles diarios.
Hace tres meses, Oleoductos del Valle (Oldelval) concretó su Proyecto Duplicar Plus que en dos años elevará, en etapas sucesivas, de 300 mil a 540 mil barriles diarios la capacidad de su sistema de 525 kilómetros entre Allen y Puerto Rosales (Bahía Blanca). Allí opera la terminal de almacenaje y bombeo de Oiltanking Ebytem (OTE), que también está siendo ampliada para incrementar el volumen de exportaciones.
Para completar el cuadro, el Gobierno acaba de aprobar la adhesión al RIGI del oleoducto clave Vaca Muerta Sur (VMOS), de 570 kilómetros, que conectará el yacimiento neuquino Loma Campana con las localidades rionegrinas de Allen y Punta Colorada, donde se readecuará el puerto de la ex Hipasam para instalar seis tanques de almacenaje y dos monoboyas en aguas profundas para cargar buques de gran tamaño. La obra implica inversiones de US$ 2900 millones por varias petroleras; en etapas, elevará la capacidad de transporte de 180 mil a 700 mil barriles diarios (en 2028) y permitirá exportaciones por US$ 15.000 millones anuales. Punta Colorada será además terminal del futuro gasoducto Vaca Muerta Sur, cuya primera etapa prevé una planta flotante de licuefacción para exportar GNL a mercados de ultramar, mediante el acuerdo entre PAE y la noruega Golar para arrendar un buque con alta capacidad de procesamiento, al que se sumaron otras petroleras, entre ellas YPF.
Transmisión eléctrica en crisis
Como contracara de estas perspectivas, la ausencia de nuevas obras para ampliar las redes de transmisión y distribución eléctrica desde hace 11 años ha tornado crítica la situación del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). En la reciente audiencia pública por la revisión tarifaria, Pablo Tarca (director general de Transener) resaltó que entre 2002 y 2024 la demanda de electricidad creció 117% y el sistema de transporte sólo 54%. “Tenemos un sistema fuertemente saturado, que implica mayores costos de mantenimiento”, afirmó.
Un diagnóstico similar describen los ingenieros Rogelio Bartchart y Alejandro Echave, presidente y director de la consultora Tecnolatina. En un trabajo publicado en agosto último por la revista Única, de la Asociación de Profesionales Universitarios del Agua y la Energía Eléctrica (Apuyae), señalan como paradojal que la generación eléctrica contará en los próximos años con una gran disponibilidad de recursos (gas, viento, sol y otros renovables), que contrastará con la falta de capacidad de transporte y señales negativas de un precio de comercialización de la energía atractivo para nuevas inversiones privadas. Vale recordar que la regulación de los concesionarios del sistema de transmisión a nivel nacional (Transener) y regional (Transba, Transpa, etc.) establece que deben ocuparse de la operación y mantenimiento del sistema, pero no de su ampliación.
Según ambos especialistas, actualmente están saturados los corredores (líneas de alta tensión de 500 kv) en el AMBA, al igual que en otras regiones (NEA) y las líneas de 220 y 132kv de Edenor y Edesur. Y si bien el sistema es capaz de abastecer 30.000 MW de potencia, cuando sube la demanda surgen restricciones técnicas y salidas de servicio. Por ejemplo, explican que la diferencia entre la demanda de un día templado y otro muy caluroso de verano a la tarde es del orden de 10.000 MW debido a la incorporación masiva de acondicionadores de aire. De hecho, el 10 de febrero último se registró un nuevo récord histórico de demanda de potencia en el SADI con 30.257 MW, mientras el de energía (597,7 GWh) corresponde a febrero de 2024. Del total de demanda, más de un tercio se concentra en el Gran Buenos Aires, con récord en marzo de 2023 (11.257 MW).
Sin nuevas obras de transmisión a la vista, obsolescencia en centrales térmicas del AMBA (máquinas de Costanera y Puerto) y la salida programada de Atucha I (319 MW) para extender su vida útil, la Secretaría de Energía decidió curarse en salud para el próximo verano. Hace un mes lanzó el plan Alma-GBA, una convocatoria nacional e internacional para sumar 500 MW de capacidad de almacenamiento con baterías de última generación en nodos críticos del AMBA, una inversión estimada en US$500 millones y plazo de ejecución de 12 a 18 meses.
Si bien el objetivo es atender los picos de demanda, con contratos a cargo de Edenor y Edesur y la garantía de Cammesa, otros especialistas- con pedido de reserva de identidad- plantean reparos económicos y técnicos a la iniciativa, que data de 2023. Entre ellos, su alto costo; el uso de equipos importados; un ciclo diario de carga de electricidad en horario nocturno con 4 horas de descarga y vida útil de 6 años. Aun así, no se descarta reflotar el proyecto AMBA I, que prevé ampliar la red de transporte con una nueva línea de extra alta tensión de 500 kv y 350 kilómetros entre Vivoratá y Plomer (Marcos Paz) donde se instalará una estación transformadora, a un costo de US$1150 millones, que sería financiado con un cargo extra en las tarifas eléctricas.
