Escenario crítico: Salta y sus vecinas del NOA serán las más afectadas por la falta de gas en los próximos meses

La industria de la región teme restricciones y pide al Gobierno medidas para evitar paralizar la actividad.

 

 La fuerte dependencia del gas de Bolivia, que reduciría despachos, también impactaría en el GNC.

Se sigue derrumbando la producción local de gas.

El derrumbe de los yacimientos gasíferos del norte salteño, el recorte de las importaciones de Bolivia, el retraso de inversiones en infraestructura de interconexión, el alza de precios internacionales y las demandas globales disparadas por la invasión de Rusia a Ucrania colocaron a Salta y sus vecinas del NOA frente a un clima de tormenta energética perfecta que preocupa a la industria y la producción.

Con la llegada de los días más fríos, y sin certezas sobre los volúmenes de gas que garantizará Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia (YPF) a Integración Energética Argentina (antes Enarsa), crece en los sectores industriales de Salta, Jujuy y Tucumán el temor de caer en las restricciones que años atrás paralizaron procesos fabriles y generaron desabastecimiento de insumos, cierres de plantas, reducciones de turnos laborales y pérdidas económicas.

Por todo ello, y ante la inminencia de restricciones que se ven venir hacia fines de abril o comienzos de mayo, las uniones industriales de la región pidieron al gobierno nacional que garantice un cupo razonable para sostener la producción regional.

En el escenario de escasez, algunas fábricas decidieron adelantar su producción, pero son muy pocas las industrias que disponen de algún margen de maniobra para amortiguar los cortes de gas con combustibles sustitutos y planes de contingencia.

A esta altura del año, sin autoabastecimiento hidrocarburífero ni soberanía energética, la suerte de la actividad industrial del país está nuevamente atada a los designios climáticos de la estación invernal y las posibilidades que pueda tener Argentina de acceder al Gas Natural Licuado (GNL) que Europa empieza a demandar en volúmenes siderales para romper su dependencia importadora de Rusia. Para el país, los obstáculos no se limitan hoy a la montaña de billetes verdes que debe poner sobre la mesa para poder descargar cada uno de los buques metaneros que atraquen en las terminales portuarias de Escobar y Bahía Blanca, a valores cuatro veces más altos que los del invierno de 2021. A la par de las implicancias que tendrá la sangría fiscal, frente al acuerdo cerrado con el FMI, persiste la duda sobre si el gobierno logrará conseguir en el atolladero global los volúmenes de GNL que necesitará para cubrir las demandas pico de los sectores residencial, industrial, comercial, estaciones de GNC y usinas térmicas. El faltante de gasoil, que se hace cada vez más notorio en estaciones de servicio y áreas agrícolas de la Argentina profunda, agranda la incertidumbre.

En este marco, el NOA aguarda definiciones cruciales sobre los volúmenes de gas que YPFB garantizará a Ieasa, la empresa energética nacional que reemplazó a Enarsa, de aquí hasta finales del invierno.

El Gobierno espera asegurar despachos diarios de, al menos, 14 millones de metros cúbicos, como en el pasado invierno, pero con una producción declinante y compromisos de entregas asumidos con Brasil, YPFB garantizaría a lo sumo 10 millones y a un precio mucho más elevado que los 7,33 dólares por millón de BTU que recibió durante el último invierno.

La cantidad de gas tarijeño inyectado desde Yacuiba hacia Campo Durán se convirtió en un factor clave para la actividad industrial y la generación de las usinas térmicas del NOA, a partir de 2003, cuando la política energética del país quedó sujeta a una creciente dependencia importadora, cayeron las inversiones en Cuenca Noroeste, declinaron los maduros yacimientos de San Martín y la producción gasífera de Salta entró en caída libre. Hoy Acambuco (Pan American Energy), Ramos (Pluspetrol) y Aguaragüe (Tecpetrol), las tres áreas que concentran la producción casi completa de la Cuenca Noroeste, apenas aportan 3,9 millones de metros cúbicos diarios de gas. Sus yacimientos no son hoy ni la sombra de los gigantes que en 2006 entregaban más 19 millones de metros cúbicos diarios con los que Salta era la segunda productora nacional de gas, detrás de Neuquén.

Tras años de precios congelados en los pozos salteños y compras a Bolivia a valores hasta cinco veces más altos, la inversión petrolera enfiló hacia los bloques gasíferos de Tarija, al otro lado de la frontera, y los yacimientos de San Martín cayeron en la agonía.

El golpe de gracia al hundimiento gasífero de Salta llegó después con el régimen de promoción aprobado para el “shale gas” de Vaca Muerta. Con precios más atractivos, las inversiones se reorientaron hacia la Cuenca Neuquina y Los Monos, una formación no convencional con cuantiosas reservas de “tigh gas” reportadas en el norte provincial, terminó como patio trasero de la política energética nacional.

Días atrás, con el inconcluso Gasoducto del NEA saqueado y sin posibilidad de incorporar gas de Vaca Muerta al sistema por falta de infraestructura de interconexión, el secretario de Energía, Darío Martínez, admitió que sin los 14 millones de metros cúbicos diarios que se pide a Bolivia garantizar será muy difícil evitar restricciones a la industria y el GNC en el NOA para priorizar la demanda residencial de invierno.

En diferentes informes, tanto oficiales como de consultoras del sector energético, Salta y Tucumán aparecen como las provincias más expuestas a las restricciones, por su fuerte dependencia al gas boliviano para mantener en funcionamiento sus centrales de generación     eléctrica y cubrir otras demandas industriales.

El Tribuno