“El desarrollo y la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales, especialmente de la cuenca Neuquina, requerirán de la instalación y ampliación de la infraestructura de transporte y tratamiento necesaria para abastecer el mercado interno”, reza el decreto 589/2017 que en agosto firmaron el presidente Mauricio Macri y los ministros Marcos Peña (Gabinete) y Juan José Aranguren (Energía).
La norma, tras su reciente aplicación, ya permitió destrabar nuevas inversiones. Plantea que las operadoras podrán pactar obras de ampliación con los concesionarios de los gasoductos y acordar las tarifas para el transporte, cuando hasta ahora los costos estaban definidos por Enargas, que tendrá una intervención acotada en la materia.
Es que el gobierno espera un fuerte repunte de la producción de gas a partir del año próximo, con vistas a dejar atrás los coletazos de la crisis energética y trabaja fuerte para convertir al país otra vez en exportador de ese hidrocarburo. Es por eso que los cálculos y proyecciones que estiman qué obras se necesitan para evitar el colapso de los gasoductos actuales cuando crezca la producción, invaden los escritorios de políticos, empresarios y legisladores.
Si bien, el sistema de transporte de gas de la provincia todavía tiene una capacidad ociosa cercana al 30%, si todo marcha como se planifica, el reloj muestra que es tiempo de realizar las obras. Desde el Ministerio de Energía de la provincia del Neuquén, hace unos meses comenzaron a mantener reuniones con representantes del gobierno nacional y empresas. Anticiparon que con la producción creciente faltará infraestructura para evacuar el gas hacia las plantas y las cabeceras de los gasoductos.
Actualmente, el subsuelo neuquino entrega unos 55 millones de metros cúbicos de gas, lo que representa el 50% de la producción nacional. En la industria, estiman que el primer salto de producción para Vaca Muerta se verá entre el 2019 y 2020. En 2023 se llegará a una meseta. El IAPG, por su parte, elaboró un trabajo en el que calculan que se necesitarán 8.000 kilómetros de caños para gasoductos que permitan transportar la oferta de los próximos 20 años.
EN MARCHA
YPF comenzó a trabajar en ampliar la capacidad de los caños hace unos años en Rincón del Mangrullo y marcó la piedra de toque de lo que vendrá. Ese gasoducto se inauguró en 2014 y demandó una inversión de 75 millones de dólares. Tiene 55 kilómetros de extensión y una capacidad de transporte de más de 5.000.000 de metros cúbicos.
Según el vicepresidente ejecutivo de Upstream, Pablo Bizzotto, “el tight tuvo la mala suerte de desarrollarse a la sombra de Vaca Muerta, pero hoy YPF opera 17 millones de metros cúbicos día de gas tight”. Además ese caño le permitirá a Tecpetrol sacar su producción hasta tanto finalice el gasoducto propio.
La compañía sigue caminando en ese sentido, y es por eso que actualmente tiene en marcha la expansión de un ducto de 30 kilómetros, para el despacho creciente en la Estación Fernández Oro (EFO) de Allen. El primer tramo de ese proyecto tendrá unos 5,3 kilómetros de extensión y atravesará parte de la zona rural para trasladar el gas hacia los gasoductos troncales Neuba I y Neuba II. La inversión es de 5 millones de dólares.
Otro de los gasoductos en marcha es el de Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint. Se trata de un ducto de 70 kilómetros que llegará a las cabeceras de TGN y TGS.
La petrolera promete sumar alrededor del 20% del gas que produce Neuquén, en apenas 18 meses. En este sentido Carlos Ormachea, CEO de Tecpetrol, habló de la necesidad de la mejora de la logística, donde necesitan inversiones en el transporte terrestre.
El CEO de Tecpetrol tiene en mente cuatro aspectos sobre los que trabajar para mejorar los costos. La eficiencia de los recursos para evitar los tiempos muertos en las operaciones; continuar el camino de la mejora de la productividad laboral iniciada con la adenda; la mejora de la logística, donde entiende que necesitan significativas inversiones sobre todo en el transporte terrestre y; conseguir la licencia social para operar sin conflictos.
“Hay inversiones que tendrán que hacer otros”, expresó Ormachea. “Es mucho el volumen de materiales que se mueve hacia la operación y después será un volumen enorme del gas que salga hacia los centros de consumo. Se necesitan inversiones en puertos, ferrocarril, caminos, vivienda, gasoductos e inversión en midstream”.
Explicó que una parte de esos desembolsos llegarán desde las petroleras, pero agregó que habrá “otros tipos de inversiones en los que la presencia del Estado va a ser ineludible. Sin embargo hay una oportunidad muy grande del sector privado también”.
Hay un tercer tendido de caños que está en carpeta. En septiembre Exxon Mobil consiguió una concesión no convencional de 35 años para el área Los Toldos Sur 1 y anunció un plan piloto de 193 millones de dólares para los próximos años, en los que completará siete perforaciones con objetivo en shale gas. Y, finalmente, de la última resolución de Energía, se supo que la norteamericana también comenzó a delinear una cañería desde Los Toldos Sur 1 hasta los gasoductos troncales que atraviesan la cuenca hasta Loma La Lata.