Tras la inauguración de la primera etapa del Gasoducto Néstor Kirchner, se espera un incremento en la producción de gas de Vaca Muerta. Sin embargo para aumentar la exportación es necesario sumar nuevas obras que permitan aliviar el cuello de botella del transporte.

El 9 de julio la ciudad bonaerense de Salliqueló fue, por un instante, el centro de la atención de los medios argentinos. La construcción de la primera etapa del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK) había llegado a su fin y estaba todo listo para iniciar las pruebas de presión el llenado del caño de 537 kilómetros de extensión que permitiría aumentar la capacidad de evacuación del gas producido en Vaca Muerta y llevarla, en esta primera etapa, a 11 millones de metros cúbicos diarios (m3/d), que permitirán transportar gas a 6 millones de usuarios del AMBA.

La obra

La obra -que estaba lista para licitar a fines de 2019 y cuyo inicio de demoró hasta el año pasado- demandó una inversión de u$s 2524 millones y 10 meses de trabajo. Está previsto que se volumen se duplique, a 21 millones de m3/d, cuando se instalen las plantas compresoras en ambas terminales.

La misma era más que esperada por el sector porque es el primer paso para empezar a superar el cuello de botella que, en la actualidad, impide incrementar la producción de gas en Vaca Muerta. Las redes de transporte, coinciden los especialistas, son el factor decisivo de un yacimiento que ya se encuentra maduro con altos niveles de producción y que podrían poner a la Argentina en el mapa mundial del gas.

“El nuevo gasoducto empieza a solucionar la restricción en el transporte de la producción desde la Cuenca Neuquina hasta los consumidores. Ahora es importante que se avance lo antes posible con la segunda etapa del gasoducto, para llegar a su capacidad total de 44 millones de m3/d, que servirá para reemplazar importaciones de GNL y combustibles líquidos por gas producido en Argentina”, señala Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía.

Ademas destaca que la producción también tuvo un impuso gracias a las licitaciones del Plan Gas.Ar, que contractualizaron la oferta y demanda del mercado local hasta 2028. En su caso, ambos factores les permitieron entregar este invierno 16 millones de m3/d de gas, un 130% más en relación con la producción de 2020.

A principios de agosto se completó el llenado del caño y ya con el gas inyectado se empezó a avanzar en el comisionado (denominación técnica del proceso de apertura y cierre) de 17 válvulas para completar el protocolo de seguridad. Tras esta última etapa de pruebas, comenzó el proceso de la vinculación con el Neuba II, que transportará el gas hacia el Área Metropolitana Buenos Aires (AMBA).

Paso a paso

“Ahora debería empezar la etapa de la reversión del norte. Después de esto, otra obra relevante para dar un salto de escala es completar la segunda etapa del segunda etapa del GNK, desde Salliqueló hasta San Jerónimo, en Santa Fe. Y con la segunda etapa de reversión de Gasoducto Norte, se podría tener saldo un exportador”, explica Ricardo Ferreiro, presidente de O&G de Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint.

El primer objetivo que debe cumplirse con la reversión es asegurar la provisión de gas para todas las provincias del norte que hoy son abastecidas por Bolivia y que, según las proyecciones de caída de la producción boliviana, corren riesgo de desabastecimiento en los próximos años. Una vez logrado esto, se puede pensar en lograr exportaciones de gas hacia el norte de Chile e incluso usar la infraestructura existente para llegar con gas argentino a Brasil pasando por Bolivia.

El primer tramo del GNK se construyó en 10 meses

En mayo, al igual que en los récords registrados en petróleo, la producción de gas logró un incremento del 10,7% interanual. En la industria se muestran confiados en que los números seguirán aumentando tras la inauguración del GNK.

“Hemos aportado a este desarrollo con las inversiones realizados junto a Total y GyP en las áreas de Rincón de la Ceniza y La Escalonada, que se encuentran operadas por la compañía francesa”, señala Ricardo Rodríguez, presidente de Shell Argentina.

Con la vista puesta en la finalización de estas obras, prevista para 2025, la industria viene ejecutando un ambicioso programa de inversiones. En los últimos cinco años la producción de gas no convencional logró triplicarse. En la actualidad tiene una participación cercana al 40% del total producido en el país.

“En el caso de PAE, la compañía viene invirtiendo en promedio u$s 400 millones al año en la cuenca neuquina. Nuestra producción, medida en barril equivalente de petróleo (BOE), se incrementó un 45% en el último año y proyectamos un crecimiento promedio del 20% para los próximos años”, destacan desde la petrolera de la familia Bulgheroni.

En los bloques Aguada Pichana Oeste y Aguada de Castro, que se encuentran en la ventada de gas seco de Vaca Muerta, PAE ya produciendo más de 9 millones de m3/d de gas y espera cerrar el año con 10 millones de m3/d. Asimismo, en los bloques Lindero Atravesado, Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa se está produciendo petróleo a razón de 19.000 barriles al día.

“En estos años hemos invertido muchos recursos y estamos invirtiendo de manera sostenida para generar las instalaciones de superficie que permiten el tratamiento de la producción para ponerla en especificación de venta”, explican.

Salto en largo

El verdadero gran salto exportador, señalan en el sector, llegaría cuando se concreten los proyectos de construir una planta licuefactora. Según estima Ferreiro, de Tecpetrol, la Argentina podría producir unos 20 a 30 millones de toneladas de gas natural licuado (GNL) por año. Cada tonelada equivale a una 4 millones de m3/d de gas,

“Hay grandes proyectos de industrialización y se está debatiendo un proyecto de ley. Hoy las empresas están trabajando en el análisis de las distintas tecnologías, y usando el tiempo para lograr un entendimiento técnico y ver qué es lo más adecuado a la latitud y el tipo de gas”, agrega.

Construir una planta de cero demandaría de tres a seis años de trabajo, en función de la tecnología que se decida usar. Por eso, es aconsejable moverse rápido y aprovechar el momento. Es que la guerra en Ucrania no solo subió el precio del fluido, sino que, sobre todo, disparó la conciencia sobre la importancia de asegurarse el recurso económico y no depender de un solo proveedor.

Que se dicen en el rubro

En la industria destacan que la Argentina tiene los recursos y la capacidad de iniciar un proceso virtuoso para la industria del gas, que incluya inversión en gasoductos, el desarrollo de las reservas de Vaca Muerta y la planta de GNL. Hacerlo, agregan, no solo traerá millones de dólares en inversiones, sino que, además generará, miles de puestos trabajo y la posibilidad de cambiar la dinámica de la balanza energética. La oportunidad está y los principales productores ya están estudiando como concretar proyectos.

“Por varios factores el GNL está teniendo un boom de oferta y demanda, con récord de plantas entrando a etapa de construcción, especialmente en Estados Unidos. Esto también habla de un mercado con una competencia feroz, y en ese sentido seguimos con interés la evolución del proyecto de ley que se está tratando en el Congreso, porque es clave lograr un marco regulatorio que asegure condiciones estables y competitivas para los proyectos”, aporta Mariani, de Pampa Energía.

Los impedimentos que surgen

Sin embargo, como en todos los grandes proyectos de inversión, la macroeconomía y la seguridad jurídica no dejan de ser una traba. Para poder avanzar en la construcción de una planta licuefactora el país tiene que dar certezas de que habrá libre acceso al mercado cambiario y seguridad jurídica.

“Es fundamental contar con reglas claras y regímenes estables que permitan este tipo de inversiones. Actualmente, el Congreso de la Nación está discutiendo un proyecto de ley que podría ser un primer paso hacia un posible desarrollo, como el que han anunciado YPF y Petronas. Sin embargo, estas grandes inversiones también se encuentran atravesadas por la posibilidad o no de contar con libre acceso a divisas, para el pago de dividendos, vencimientos de deuda e importaciones de insumo y bienes de capital”, concluye Rodríguez, de Shell.

Fuente: Cronista