El Cronista Comercial
MIÉRCOLES 17/07/2019

Gasoductos: la llave para el futuro de Vaca Muerta

En las próximas semanas, el Gobierno definirá cómo se incrementará la capacidad de transporte de gas, una inversión vital para continuar con el desarrollo del yacimiento. Los desafíos y oportunidades que implica

Gasoductos: la llave para el futuro de Vaca Muerta

El Gobierno publicará en las próximas semanas los pliegos para la licitación en dos tramos de la construcción de un nuevo gasoducto o, en su defecto, la ampliación de los ya existentes. Esto permitirá evacuar el excedente de producción de Vaca Muerta, la principal plataforma de oportunidades a futuro que tiene la Argentina.

Según fuentes privadas, la Secretaría de Energía se inclinaría por la construcción de uno nuevo, cuya adjudicación se concretará en los últimos días de agosto. Los tramos a licitar son Neuquén-Salliqueló (al oeste de Buenos Aires) y de Salliqueló a San Nicolás (en el noreste provincial) o Rosario (Santa Fe).

Fuentes oficiales confirman que algunas cosas ya están claras: el concurso será bajo el paraguas de la Ley 24.076 (marco regulatorio para el gas natural, sancionado en 1992) y no de la 17.319 (régimen de Hidrocarburos, de 1967).

La diferencia no es menor. Bajo la 17.319, una petrolera podría hacerse cargo de la operación del gasoducto para transportar el gas que produce, junto al del resto de las empresas, si queda capacidad ociosa. Quien resulte adjudicado, en ese caso, podría favorecer el transporte de su propio producto, en detrimento del resto.

En cambio, la 24.076 promueve la "igualdad y libre acceso" para el transporte, de forma que incluso quienes no invirtieron en la construcción de los ductos tendrían la oportunidad de llevar el gas a los centros de consumo. Esta será la ley que se usará. Si la opción final es la de construir un nuevo gasoducto, se creará una tercera licencia de transporte.

Las dos actuales las tienen Transportadora de Gas del Norte (TGN), que controlan Techint y Compañía General de Combustibles (CGC), y Transportadora de Gas del Sur (TGS), que tiene en su directorio a Pampa Energía y a las familias Sielecki y Werthein.

Las petroleras YPF, Tecpetrol, Total Austral, Pampa Energía, Pan American Energy (PAE) y Pluspetrol, que son las mayores productoras de gas en la Cuenca Neuquina, podrían formar un consorcio para operar la tercera licencia.

En Energía, esperan que el nuevo gasoducto sume una capacidad de transporte de 15 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d).

Una obra clave

Con centros de consumo concentrados en el área metropolitana de Buenos Aires, las cercanías de Rosario y Córdoba, se necesita transporte. "Vamos a una situación en que la oferta será mayor que la capacidad de transmisión", dijeron desde una licenciataria actual.

"La construcción de un nuevo gasoducto se relaciona con la necesidad de largo plazo de entregar el producto a mercados cuyos volúmenes justifiquen las inversiones para que Vaca Muerta se desarrolle a pleno", explica José Martínez de Hoz (h), abogado especializado en energía, socio de Martínez de Hoz & Rueda (MHR).

"Como la demanda local es insuficiente y sobra gas en verano, el Gobierno restableció las exportaciones a países vecinos, principalmente a Chile (se exportan entre 5 y 8 MMm3/d, según el día). Pero eso tampoco alcanzó, porque son volúmenes chicos y de corto plazo, con permisos interrumpibles. Es un parche útil cuya consecuencia es que ninguna empresa chilena comprará a largo plazo volúmenes significativos", añadió.

La solución de largo plazo es exportarlo como gas licuado (GNL). Permitirá el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta, con inversiones que superarían los u$s 10.000 millones.

Para poder exportar masivamente y con regularidad la producción de Vaca Muerta, debería crecer y aumentar la capacidad de transporte.

Un costo mayor

El nuevo gasoducto tardaría entre 12 y 18 meses. Rondaría los u$s 800 millones, que serían financiados en parte por la estadounidense Corporación de Inversión Privada en el Extranjero (OPIC), por el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la ANSeS y por las empresas que participen.

La reciente privatización de dos centrales térmicas aportarán parte de los fondos para construir el gasoducto. YPF Luz y Pampa Energía compraron la central termoeléctrica Ensenada de Barragán (u$s 290 millones) y Central Puerto adquirió la Brigadier Estanislao López (u$s 165,4 millones).

El gasoducto, que ya tiene asegurados esos u$s 455 millones, es vital: la infraestructura de transporte es un cuello de botella y las petroleras tienen que competir para "entrar al caño" con el precio más bajo.

La otra restricción es la demanda: entre la recesión, el aumento de las tarifas y un otoño más cálido de lo habitual, el consumo de gas natural se mantuvo planchado.

Estos desafíos ponen incógnitas sobre la viabilidad económica de los proyectos.

En el futuro, si existe una recuperación económica, la demanda de gas podría saltar hasta los 180 MMm3/d pero sólo en los meses más fríos. En verano, el consumo suele bajar a menos de 110 MMm3/d.

Las voces de la industria no son uniformes. Uno de los proveedores locales de gas dice, off the record, que "no tiene lógica" construir un nuevo gasoducto para una demanda que sólo estará asegurada no más de cinco meses al año.

Para una transportista, eso es "pensar en chiquito". Según su visión, el nuevo gasoducto -que sería la opción elegida por el Gobierno- transportará el gas no solo a los centros de consumo, sino que también servirá para conectarse con el desarrollo de un polo petroquímico más amplio que el actual en Bahía Blanca, la exportación a Brasil y Uruguay y la licuefacción para exportar a escala masiva.

El polo petroquímico permitirá industrializar el gas y agregarle valor en el país; el sector agropecuario puede ser uno de los beneficiarios, con insumos más baratos. Para la licuefacción, se necesita una inversión de u$s 5000 millones en cinco años; YPF mantiene un equipo trabajando en ideas sobre cómo construir y con quiénes asociarse en la planta para licuar el gas y presentará su trabajo hacia fines de año.

"Aún si sólo tuviéramos demanda de nuestro gas natural por tres meses, es mejor construir un nuevo gasoducto que importar combustibles líquidos como el Gas Natural Licuado (GNL), gasoil o fuel oil", dice el número uno de upstream (exploracion y producción) de una petrolera activa en Vaca Muerta.

"Además, la demanda planchada hoy puede repuntar en tres o cuatro años", añadió.

Para llenar los caños y hacer viable el proyecto de gasoducto nuevo o ampliación de los ya existentes, Energía había puesto en consulta en marzo el programa de Reemplazo de Importaciones de Gas (RIG).

Sin margen para otorgar más subsidios, como los de la Resolución 46, el Gobierno ofrecía pagar entre 2020 y 2023 -sólo en invierno- porcentajes de entre 97,5% y 90% del precio del GNL (con reducción de 2,5 puntos porcentuales por año) para incentivar la producción. Las empresas hicieron tantas objeciones que el Gobierno dio de baja el programa RIG sin que viera la luz.

Así, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) oficiará de off taker(comprador) del gas que transportará el nuevo caño (o los existentes ampliación de los existentes).

Cammesa utilizará el gas natural para vendérselo a las generadoras eléctricas (Central Puerto, Pampa Energía, Enel, YPF Luz, Albanesi y AES, entre las principales), que lo utilizan como combustible en las centrales térmicas.

Esto, a su vez, generará otro inconveniente hacia adelante. El Gobierno planea cambiar la regulación del sector eléctrico para favorecer los contratos entre privados y alejar a Cammesa del centro de la escena. En el mercado que sueñan los privados, los generadores procurarán por sí mismos el abastecimiento de combustible para las centrales en contratos a largo plazo con las petroleras.

La Secretaría de Energía había convocado a principios de 2019 a las empresas a que realicen sugerencias para definir cómo debería ser la licitación. Hubo cinco propuestas: dos de ampliación y tres para la construcción de uno nuevo.

A través de nuevas plantas compresoras, TGN propuso mejorar la capacidad del Gasoducto Centro Oeste, que nace en Loma La Lata y finaliza en la Planta Compresora San Jerónimo, a pocos kilómetros de Carcarañá (Santa Fe). En todo su trayecto de 1121 kilómetros, ese gasoducto tiene ocho plantas compresoras y permite transportar 32 MMm3/d.

YPF y TGS propusieron construir un gasoducto nuevo y conectarlo en San Jerónimo con el sistema de TGN.

En 2018, la oferta de gas mejoró un 5%, hasta los 130 MMm3/d, la demanda, en tanto, llegó a un promedio de 123,5 MMm3/d, aunquecon estacionalidad: el consumo promedió 103 MMm3/d en noviembre; en julio, la demanda fue de 150,8 MMm3/d.

Sin embargo, el problema está localizado entre una oferta cada vez más concentrada en un solo punto (Neuquén) y el transporte hasta la demanda localizada, desde hace décadas, en tres grandes zonas urbanas. Entre los gasoductos Neuba I y II (TGS) y el Centro Oeste (TGN), que nacen en Neuquén, hay capacidad para transportar casi 73 MMm3/d. El año pasado, Capital Federal y la provincia de Buenos Aires consumieron casi el 45% de la producción del país.

Un mayor consumo del polo petroquímico en Bahía Blanca o la planta de licuefacción en la misma zona agregarían la demanda necesaria para la construcción del gasoducto.

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