De acuerdo a lo confirmado por fuentes de la distribuidora rosarina de Litoral Gas, en contacto con ON24, la empresa tendrá activa participación en la audiencia pública que será el jueves próximo, 6 de febrero.
“La convocatoria tiene que ver con la definición de los planes quinquenales, o sea es una reversión de todas las tarifas de distribución y transporte de acá al 2029. Teniendo en cuenta cuestiones tarifarias propiamente dichas y también planes de obras. La reversión del propio gasoducto es de readaptación del transporte más que de distribución pero sí puede tener algún tipo de impacto dependiendo de lo que se defina en la asamblea convocada por Enargas”.
La reversión del Gasoducto Norte obliga a revisar los contratos por la variación en los costos del transporte.
El trabajo que hizo el gobierno nacional, en el corto tiempo que lleva su administración desde la Secretaría de Energía, resultó una obra de extrema importancia que permitió abastecer la demanda de siete provincias de esa región de la Argentina con el gas de Vaca Muerta, revirtiendo el flujo de gas que venía importado de Bolivia. Pero, a la vez, dejó abierto un complejo escenario tarifario y contractual que los distintos actores de la industria demandan revisar y actualizar.
El primer problema que se presenta con la reversión del ducto de más de 1.400 kilómetros es que el cambio del sentido del flujo, actualmente de sur a norte, dejó sin fundamentos administrativos, legales y comerciales todos los contratos firmados por Transportadora Gas del Norte (TGN), las distribuidoras, los grandes usuarios y las generadoras eléctricas.
El tema será uno de los planteos que las empresas llevarán a la audiencia pública convocada por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) para este jueves 6 de febrero, de manera de poner en consideración la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) para los ajustes en los segmentos regulados de transporte y distribución de gas natural que estarán vigentes para el período 2025-2029. Tal como informó a ON24 la distribuidora local de Litoral Gas.
El problema alcanza de distinta manera a las distribuidoras Gasnor que operan en las provincias de Jujuy, Salta, Santiago del Estero y Tucumán; Gasnea en Entre Ríos, Corrientes, Chaco y Formosa; Gas del Centro, en Córdoba, Catamarca y la Rioja, Litoral gas en provincia de Santa Fe y noreste de Buenos Aires e incluso a Gas Natural Ban en el norte del Gran Buenos Aires.
Impacto económico
“Todas las distribuidoras mantienen hoy contratos de abastecimiento de gas con un transporte contranatura del gasoducto que se acaba de inaugurar, ya que facturan a sus clientes con cuadros tarifarios que reflejan un sentido norte a sur y con un mix de transporte que ya no parte de la Cuenca Noroeste de Bolivia, sino que casi en su totalidad proviene de Neuquén con unos 15 MMm3/día aproximados”, explicó una de las fuentes consultadas. Ese descalce que generó la reversión tiene un efecto económico no menor.
El ejemplo que brinda el portal Econo Journal plantea que, un usuario de una provincia del norte como Salta o Tucumán actualmente paga en concepto de transporte un promedio de U$S 0,15 por millón de BTU, es decir el costo estimado desde el punto de ingreso en la Cuenca Noroeste o en su momento desde la frontera con Bolivia. Hoy el gas que abastece ese mismo usuario, con la reversión en marcha, se inyecta desde la Cuenca Neuquina, lo que implica por ejemplo hasta cuatro operaciones de transporte: el gasoducto Perito Moreno de Tratayen a Salliqueló, el Neuba II de Salliqueló al Gran Buenos Aires, el salto del Mercedes-Cardales y el revertido Gasoducto del Norte.
El costo de transporte de estos cuatro tramos se eleva entonces a U$S 1,30 por millón de BTU, por lo que si se tuviera que trasladar a tarifa todo ese nuevo recorrido se multiplicaría por más de ocho el costo de llevar el gas de Vaca Muerta a Tucumán o Salta. Esto es lo que lleva a los distintos actores del segmento a pedir “barajar y dar de nuevo, para reflejar un nuevo mix de transporte y un nuevo mix de gas que en todas las soluciones posibles implican un mayor costo”.
Habrá compensaciones?
El tema ya era motivo de análisis de la industria con el primer secretario de Energía de la era Milei, Eduardo Rodríguez Chirillo y lo sigue siendo con su sucesora María Tettamanti y el equipo del Enargas. El tema no debería ser un problema porque el mayor costo de transporte se compensa largamente por el gas competitivo de Vaca Muerta, aunque la perspectiva pareciera no ser tan simple y lineal. Hasta hace pocos meses la Argentina importaba gas de Bolivia a unos 8 dólares por millón de BTU y el Estado nacional subsidiaba ese recurso energético en unos U$S 6 aproximadamente. Ahora se va a buscar el gas a Neuquén que cuesta U$S 3 dólares el millón de BTU por lo cual si hay que pagar más en concepto de transporte se mantiene un ahorro respecto al costo de importación. Sin embargo, explica otra de las fuentes, en un contexto en el cual el Estado busca reducir sustancialmente el nivel de subsidios energéticos, hay que definir si el que pagará esa nueva ecuación será el usuario o se mantendrá un régimen de subsidio, aunque menor, sobre todo teniendo en cuenta que el Plan Gas no contempla el suministro barato a las provincias del Norte hasta 2028 como ocurre con el resto de las regiones del país.
Dos alternativas
Un conocedor de primera mano de esta discusión explicó que “se abren dos caminos: el primero que cada usuario pague lo que realmente cuesta según donde se encuentre, por lo que un residente en Neuquén tendría un costo mínimo y el de Jujuy el máximo; o que se aplique una tarifa de entrada y salida general que equilibre los costos por la distancia al yacimiento”. El ente regulador lleva un año analizando un nuevo sistema de transporte, tomando la nueva realidad gasífera del país con el desarrollo del no convencional y las obras de transporte, y también observando referencias en otros países. Dos opciones básicas son las que se conocen como esquema de “estampillado” que establece una única tarifa para todo el sistema, o el esquema “entry-exit” que valora cada punto de suministro de gas y de salida para cada lugar de demanda. Otro tema que reclama una pronta revisión es el mix de cuencas que establece cómo se debe facturar a cada usuario el costo del gas natural, de acuerdo a la integración del fluido que recibe desde distintas fuentes pero calculadas hace más de 20 años, lo que en un primer análisis hace evidente que quedó largamente desactualizado por el nuevo mapa gasífero.
“En el actual esquema se está obligando a una distribuidora a facturar un mix de cuencas imposibles, y en muchos casos al usuario a pagar un gas mucho más caro del que realmente recibe”, explicó una fuente al tanto de la comercialización en el sistema. Es decir, un usuario industrial con suministro en firme paga por una composición de gas que le llegaba mayormente del norte y que era más cara que la que en realidad recibe desde el sur, que es mucho más competitivo.
La misma fuente señaló que “hubo un cambio fáctico en la solución gasífera argentina que hizo que Neuquén desplace de manera drástica a la Cuenca Noroeste y a Bolivia, y en gran medida también desplaza a la Austral, lo cual no se refleja en los contratos heredados que son urgentes de revisar para la implementación de la próxima RQT”. Aún en el caso de que existiera disponibilidad de suministro en la Cuenca Noroeste, se estima que las industrias ubicadas en las zonas centro, litoral y norte del país seguirían pagando el abastecimiento de gas natural entre un 15% y un 20% más elevado que las industrias ubicadas en la provincia de Buenos Aires. La cuenca produce a diario entre 2,5 y 3 Mm3/día, con una participación del total casi irrelevante con respecto a lo que ocurría hace 20 años cuando era el 15% del total nacional.
De acuerdo a la foto de dos décadas atrás, hoy vigente, la distribuidora Gasnea debe facturar a sus clientes un gas que proviene 100% del NOA, la Distribuidora del Centro tiene un mix de cuenca del 75% del NOA y un 25% de la Neuquina; y la del Litoral tiene un equilibrio de 49% del NOA, un 48% de Neuquén y un 3% de la Austral.
La realidad indica que el gas de la Cuenca Neuquina es el predominante en el mix de cualquiera de las distribuidoras del centro y norte del país, lo que genera distorsiones en el mercado y una pérdida de competitividad para determinados usuarios que se ven afectados, argumentos que dan las razones para trabajar en una adecuación de lo implementado, a partir de las resoluciones que surjan de la asamblea convocada para este jueves 6 de febrero.
