Cuál es el plan para que la Argentina deje de importar GNL en invierno a partir de 2029
TGN avanza en el gasoducto Manuel Belgrano, una obra de u$s1.500 millones que va a elevar la capacidad de transporte desde Vaca Muerta
La construcción del gasoducto Manuel Belgrano se posiciona como la pieza de infraestructura que permitirá abastecer la demanda prioritaria y la generación eléctrica durante los meses invernales a partir de abril de 2029, con lo cual la necesidad de importación de GNL quedará limitada a pocos días del año con un fuerte ahorro fiscal.
La iniciativa impulsada por la transportista TGN, que prevé licitar la capacidad de transporte en noviembre mediante un esquema de financiamiento privado con prepago de cargadores, permitirá inyectar hasta 16 millones de metros cúbicos diarios de gas no convencional desde Neuquén hasta el centro y norte de la Argentina.
De este modo, la ampliación del sistema de midstream busca reemplazar las costosas importaciones de gas natural licuado (GNL) y combustibles líquidos que aún ingresan por la terminal de Escobar, al tiempo que sentará las bases operativas para profundizar los envíos del recurso hacia los mercados de Chile, Bolivia y Brasil.
La Argentina concluyó la campaña invernal de importación de gas natural licuado (GNL) con un total de 23 cargamentos amarrados en la terminal regasificadora de Escobar, lo que representó una leve baja en el volumen frente a los 25 buques recibidos durante la temporada anterior.
El esquema operado por la empresa estatal Enarsa cerró sus entregas a finales de agosto con el arribo del buque Extremadura Knutsen, completando las necesidades estacionales proyectadas para abastecer los picos de demanda del sistema energético nacional.
A pesar de la contracción en la cantidad de embarques, el desembolso fiscal acumuló un total aproximado de u$s840 millones, lo que significó un incremento del 7,6% en la factura energética con relación al año previo. Esta suba cercana a los u$s 50 millones adicionales respondió principalmente a la volatilidad y los mayores costos internacionales de los hidrocarburos derivados de las tensiones geopolíticas globales.
Detalles técnicos y esquema de financiamiento del nuevo ducto
El proyecto de TGN contempla una traza de 753 kilómetros que atravesará las provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa, San Luis y Córdoba. La primera etapa operará con un tramo inicial de 36 pulgadas hasta Cochicó para luego continuar en 30 pulgadas hasta La Carlota, garantizando una inyección inicial de 13 millones de metros cúbicos diarios desde el nodo de Tratayén.
Sin embargo, en caso de recibir una mayor oferta de demanda durante la licitación, la operadora contempla unificar la totalidad del ducto en 36 pulgadas para elevar la capacidad base a 16 millones de metros cúbicos diarios desde el primer día de funcionamiento.
La estructuración financiera de la obra, estimada en u$s1.500 millones, se instrumentará bajo el régimen de autorización de transporte de la Ley de Bases y aplicará al marco de incentivos del RIGI. El costo integral ascenderá a los u$s2.200 millones.
Para respaldar la ejecución, TGN requerirá a los cargadores interesados un prepago mínimo del 40% de los contratos de transporte firme, los cuales tendrán un plazo de entre 12 y 35 años. La compañía prevé recibir las ofertas formales en la tercera semana de noviembre, adjudicar el proyecto antes de fin de año y alcanzar la decisión final de inversión durante el primer trimestre de 2027.
Reversión del Gasoducto Norte y proyección de exportaciones
En paralelo, la transportadora desplegará la reversión del Gasoducto Norte bajo el marco regulatorio tradicional de la Ley de Gas, lo que involucrará una inversión de u$s 700 millones destinada a la instalación de 147 kilómetros de loops en Santa Fe, Córdoba, Santiago del Estero y Tucumán, además de la adición de 70.000 HP de potencia de compresión.
Esta ampliación permitirá elevar la capacidad de reversión desde los 15 millones de metros cúbicos diarios actuales hasta un pico de 29 millones de metros cúbicos diarios, asegurando la llegada de gas de Vaca Muerta al Noroeste argentino y abriendo la vía para abastecer las cuencas mineras e industriales de la región.
El cronograma operativo de la compañía establece que la provisión de turbocompresoras marcará el ritmo de las distintas etapas de expansión del sistema. En ese contexto, la empresa ya aseguró las órdenes de compra para los equipos críticos de Tratayén, Tío Pujio y Ferreira, lo que garantiza el cumplimiento de los plazos para el invierno de 2029.
Las eventuales ampliaciones subsiguientes del sistema, impulsadas por el incremento proyectado de los volúmenes de exportación hacia Chile, Bolivia y los grandes centros industriales del sur de Brasil, quedarán sujetas a la entrega gradual de nuevos equipos de compresión a partir de 2030.