El presidente Mauricio Macri tiene una obsesión en materia energética: poder anunciar en los próximos tres meses la construcción de un nuevo gasoducto troncal desde la cuenca Neuquina. Es, sin duda, la obra más importante que tiene por delante la Argentina hasta 2020. La ampliación de la capacidad de transporte es un paso obligatorio para dejar de pagar una factura millonaria por el gas importado que llega en el invierno. La compra de GNL para la terminal regasificadora de Escobar costará este año cerca de US$ 1200 millones.
Si algo dejó el claro la discusión por la resolución 46/2017 del entonces Ministerio de Energía, que creó un programa de estímulo (a través de subsidios directos del Tesoro) a la producción no convencional de gas, es que la Argentina está en condiciones de extraer el hidrocarburo a precios competitivos. Ya no de US$ 7 por millón de BTU como contempla el plan de incentivos para 2019, sino en valores cercanos a los 5 dólares.
En el mercado petrolero señalan que pozos como los que perforó Tecpetrol en Fortín de Piedra —su campo de shale gas en Vaca Muerta— se repagan, con una tasa de retorno adecuada, con un precio cercano a los 4,50 dólares. Son pozos que a la petrolera de Techint le cuestan unos US$ 12 millones y arrancan con una producción inicial que en algunos casos superan los 450.000 metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas. Tecpetrol obtuvo excelentes resultados en ese reservorio, pero otras petroleras también perforaron pozos que están muy por encima de los que se perforaban en Vaca Muerta hasta hace dos años. Pan American Energy (PAE), por ejemplo, colocó en 2018 pozos horizontales en Aguada Pichana Oeste (APO) que producen más de 320.000 m3/día de shale gas.
La perforamance de los últimos desarrollos de gas en Neuquén —y también en la cuenca Austral, donde empresas como CGC apostaron con buenos resultados a la explotación de tight gas— permitió actualizar algunos casilleros de la ecuación económica del desarrollo de gas en la Argentina. Hasta fines de 2016 la mayoría de las petroleras reparaba en que los nuevos proyectos de gas requerían precios cercanos a los US$ 6 por MMBTU para ser rentables. Hoy, esas mismas empresas reconocen que un precio de mercado cercano a los 5 dólares, la inversión también se repaga. Este año el precio promedio del gas en el mercado rondará, probablemente, los US$ 4,50 si se contempla el precio que pagan hogares, grandes industrias y centrales de generación.
Es decir, la opción de reemplazar el gas importado —que, como reconoció a EconoJournal un alto funcionario del gabinete económico, obliga a gastar dólares que hoy la Argentina no tiene y ni siquiera tributa impuestos en la Argentina— se presenta, a priori, como viable desde lo técnico (el recurso existe) y lo económico (se puede explotar de forma rentable).
Por qué es importante
El impedimiento es la falta de capacidad de transporte para llevar el hidrocarburo desde el yacimiento hasta los centros urbanos.
“El gas está y somos capaces de extraerlo a valores competitivos, con precios de 5 dólares o incluso menos”, reconoció el presidente de una petrolera. No sólo por el potencial de Vaca Muerta, sino también por el aporte de campos de tight gas (arenas compactas de baja permeabilidad) y incluso desde yacimientos maduros que se podrían explotarse con mayor eficiencia.
YPF, por caso, ralentizó la extracción de tight gas de proyectos como Lajas y Río Neuquén (un área que comparte con Pampa Energía y Petrobras Brasil) porque hoy no existe capacidad de transporte disponible para inyectar más gas desde Neuquén. La petrolera controlada por el Estado incluso debió cerrar pozos por unos 800 millones de metros cúbicos de gas en 2018 por falta de mercado. “Fue una de las consecuencias distorsivas de la resolución 46, que permitió que el gas no convencional subsidiado (más caro para el Estado) desplazara a gas viejo mucho más barato”, explicaron allegados a la compañía que preside Miguel Gutiérrez.
Por eso, el gobierno quiere ahora apurar la construcción de un nuevo gasoducto troncal desde Neuquén o, en su defecto, impulsar un paquete de obras que permitan ampliar los caños existentes.
Detalles
- El secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, quiere publicar a fines de febrero el borrador de la licitación para tender una nueva tubería hasta Rosario para abastecer al anillo del área metropolitana. El marco regulatorio otorga a empresas y otros actores involucrados un plazo de 40 días para que presenten comentarios y propuestas sobre el texto original.
- La meta del gobierno es estar en condiciones de lanzar formalmente la licitación a fines de abril.
- La novedad de las últimas dos semanas es que desde el Enargas y también algunos colaboradores de Lopetegui plantearon al secretario analizar qué es más conveniente:
- Si construir desde cero un nuevo gasoducto troncal desde Neuquén (sería el cuarto desde esa cuenca y el primero en instalarse desde 1988)
- o si, en cambio, es preferible realizar mejoras puntuales en gasoductos existentes (agregar compresión o loops en distintos tramos). El ente regulador y la Subsecretaría de Hidrocarburos, que dirige Carlos Casares, avanzarán en los próximos días con las evaluaciones técnicas para despejar esa incógnita.
Escollos
- El principal escollo que deberá sortear el gobierno para traccionar el proyecto es el financiero. Con el riesgo país orillando los 700 puntos, la endeblez cambiaria aún vigente y en la antesala de una elección presidencial, será complicado conseguir crédito internacional para la Argentina para una obra que costará más de US$ 1500 millones.
Hasta su salida del cargo, el ex secretario de Energía, Javier Iguacel, tenía avanzadas negociaciones con Tecpetrol para que el grupo Techint se encargue, por su cuenta, de construir el gasoducto Neuquén-Rosario bajo el paraguas de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos). Tecpetrol iba a solicitar al Ejecutivo autorización para tender un nuevo caño que sería declarado como un gasoducto de captación o gathering. El grupo Techint estaba dispuesto a solventar el proyecto con equity y financiamiento propio. Existía incluso un acuerdo con TGN y TGS para crear, en la práctica, una nueva transportista que se encargaría de la operación y mantenimiento del caño. Techint quería iniciar las obras de construcción en marzo para que la primera etapa del gasoducto esté operativo para el invierno de 2020. Pero la discusión por la adecuación de la resolución 46 parece haber enterrado esos planes.
Los mismos de siempre
Pese a todo, el gobierno confía en que, más allá de la endeblez macroeconómica, logrará traccionar inversiones de la mano de empresas con accionistas locales. Esa lista conforma un quinteto inicial de compañías: YPF, Pan American Energy (PAE), liderada por Marcos Bulgheroni, Pampa Energía (que controla Petrolera Pampa, su brazo petrolero, y tiene participación en TGS junto con el grupo Sielecki y los Werthein), Techint (con Tecpetrol y TGN) y Pluspetrol, la tercera petrolera privada del país.
Regulación
- Lopetegui se inclina hoy por impulsar la obra según los parámetros de la Ley 24.076 (del Gas), aunque abogados de Hacienda deben terminar de analizar a fondo los antecedentes legales del proyecto.
- La posición del secretario de Energía está en línea con el dictamente del Enargas y de asesores del Ministerio de Hacienda, que se oponían a que un gasoducto troncal que atravesará cuatro provincias y tendrá más de 1200 kilómetros de extensión pueda ser declarado como un caño de captación.
Lo complejo —al margen del escaso financiamiento disponible para el país— es cómo asegurar la oferta de gas para una cañería de gran porte que, según el diseño original del proyecto, transportaría unos 30 MMm3/día de gas.
¿Qué petroleras garantizarán la producción para justificar el gasoducto?
- Hasta el mes pasado, Tecpetrol estaba dispuesto a asumir esa responsabilidad y cubrir una cuota importante de la capacidad de transporte adicional con el gas que extrae desde Vaca Muerta. Hoy, eso no está tan claro.
- Lopetegui apunta a linkear la licitación para ampliar el sistema de transporte de gas con un nuevo plan de incentivos cuyo objetivo estará delimitado a reemplazar el gas importado que llega por barco en formato de GNL. El borrador de esa iniciativa también se dará a conocer en las próximas dos semanas.
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Buen día, pregunto: ¿ no es más barato y conveniente que TGS y TGN agreguen ductos más grandes al Neuba II y al Centro Oeste respectivamente, que hacer de 0 un gasoducto por un trazado nuevo?