Energía analiza alternativas para transportar el gas de Vaca Muerta

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En las próximas semanas la Secretaría de Energía espera tener definido el criterio que se aplicará para el posible tendido de un nuevo gasoducto troncal, o la ampliación de la capacidad de transporte de los ductos hoy existentes, que permitirán evacuar crecientes volúmenes de gas producidos en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta. Se trata de gas destinado a cubrir la demanda interna, reemplazando la importación de GNL, y también a la exportación.

Otro factor en juego en esta decisión es la necesidad del gobierno de encarar obras de infraestructura a pesar del fuerte recorte de fondos con ése destino dispuesto para el año en curso en el marco del acuerdo con el FMI.

Actores

Para definir esta cuestión Energía encaró un procedimiento de consulta entre las empresas productoras y transportadoras del gas, y especialistas del sector, partiendo de la base de que el precio de provisión de dicho gas en invierno “deberá tener como techo el precio de importación del GNL (gas natural licuado) menos un descuento”, indicaron fuentes oficiales a Energía&Negocios. También se procura que haya competencia de precios entre productores, y que la provisión del gas sea a través de contratos en firme, por plazos no menores a los tres años.

Acerca del ducto, Energía tiene bajo análisis cual sería el régimen jurídico que regirá la ejecución del proyecto que finalmente se decida encarar.

Marcos jurídicos

Uno es el que establece la Ley de Hidrocarburos 17.319 en su artículo 28, según el cual “los productores tienen el derecho de obtener una concesión de transporte de sus propios hidrocarburos”, lo cual les permite construir a su riesgo gasoductos u oleoductos.

Su uso no es necesariamente exclusivo ya que podrá compartirlo con otros productores, y en esto están interesadas varias empresas, con Tecpetrol a la cabeza, con el tendido de un ducto “de captación” Vaca Muerta (Neuquén) – Saliqueló – Rosario de más de 1.000 kilómetros de extensión.

La petrolera de Techint, Grupo que además es fuerte productor internacional de tubos de acero sin costura para esta industria, resultó principal afectada por la reciente decisión de Energía de limitar los alcances de la resolución 46 en materia de precios garantizados a la producción incremental de gas no convencional. Recurrió administrativamente la medida y advirtió que podría reclamar judicialmente.

En tanto, Energía evalúa también enmarcar el proyecto en la Ley 24.076, que “regula el transporte y distribución de gas natural que constituyen un servicio público nacional” (siendo regidos por la ley 17.319 la producción, captación y tratamiento).

“El Poder Ejecutivo Nacional determinará la modalidad a adoptar”, y “las habilitaciones serán otorgadas por un plazo de treinta y cinco años, a contar desde la fecha de su adjudicación”, señala la Ley.

La 24.076 establece además que “los transportistas y distribuidores están obligados a permitir el acceso indiscriminado de terceros a la capacidad de transporte y distribución de sus respectivos sistemas que no esté comprometida para abastecer la demanda contratada, en las condiciones convenidas por las partes”.

El artículo 27 de esta norma establece que “ningún transportista o distribuidor podrá otorgar ni ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a sus instalaciones excepto las que puedan fundarse en diferencias concretas que pueda determinar el Ente Nacional Regulador del Gas”.

La alternativa técnica en evaluación por parte de la cartera a cargo de Gustavo Lopetegui es la ampliación de los gasoductos existentes, operados por TGN y TGS, a cuyos directivos recibió en las últimas semanas.

Para decidir, Energía deberá considerar también la cuestión del financiamiento del proyecto que ofrece las dificultades propias de un país para el cual rige una tasa internacional de riesgo crediticio que ronda los 700 puntos básicos. Todo esto influirá en las tarifas que se cobrarán a los usuarios finales del insumo.

Al respecto cabe señalar que podría optarse por un gasoducto a construir bajo el esquema de proyecto de inversión Greenfield, que podria implicar alguna “excepción temporal”, es decir con alguna licencia distinta a la de los otros gasoductos que son Open Access, para facilitar su estructuración financiera.

El financiamiento de la obra podría incluir capitales estadounidenses.
A fines del año pasado el presidente Mauricio Macri firmó en EE.UU. seis cartas de intención para obtener apoyo financiero de inversiones por unos US$ 813 millones con la Corporación para la Inversión Privada en el Extranjero (OPIC, por sus siglas en inglés), institución del gobierno norteamericano que brinda créditos para el desarrollo.

Al igual que Techint, con fuerte participación accionaria en TGN, los accionistas principales de la transportadora TGS, tambien están interesados en tender un nuevo ducto.

El accionista principal de TGS es Compañía de Inversiones de Energía (CIESA), con 51 por ciento del capital social. El resto de las acciones cotiza en las bolsas de Buenos Aires y Nueva York.
Pampa Energía detenta 50 por ciento de CIESA y el otro 50 por ciento se distribuye entre Grupo Inversor Petroquímica (Sielecki), WST S.A. (del Grupo Werthein) y PCT L.L.C.

Cabe señalar que en el marco de las inversiones comprometidas por ambas empresas durante la Revisión Tarifaria Integral (RTI) en curso hasta 2021 no están contempladas obligaciones de la ampliación de las redes de ductos a su cargo.

Una clave para poder considerar estas alternativas radica en proyectar cómo podría evolucionar la curva de demanda del gas a mediano plazo (3 a 5 años) en las zonas de destino, porque de ello resultará más eficiente tender un nuevo caño con capacidad de transporte de hasta 30 millones de metros cúbicos día, o ampliar la capacidad de compresión y tender ductos paralelos a los actuales, con inversiones de menor volumen.

En YPF, en tanto, se entiende necesario el tendido de un nuevo ducto hacia los centros de consumo interno (deprimidos por la merma de la actividad industrial) y la exportación.

Al respecto, y apenas como una señal, avanza con su proyecto de licuar gas natural y exportarlo, y por ello espera que hacia fin de marzo o principios de abril entre en operaciones la barcaza atracada en Bahía Blanca y que producirá GNL a razón de 2,5 millones de metros cúbicos díarios.

Entre las productoras del rubro hay coincidencia en que “está sobrando gas con excepción del invierno”, período para el cual habrá que comprar GNL en embarques que IEASA (ex Enarsa), ya está licitando.

Elecciones

Así las cosas, habrá que ver cómo resuelve Energía el criterio técnico y financiero a aplicar en un proyecto de esta envergadura, y si el interés manifestado por varios productores y transportadores podrían amalgamarse en uno sólo, que deje satisfecho a todos.

A la consideración de alternativas técnicas, económicas y financieras de un proyecto que implicaría cifras de hasta US$ 1.500 millones (gasoducto nuevo vs. ampliaciones), debe sumarse la clave política en un año electoral, que explica la necesidad inmediata de la Administración Macri, y las estimaciones que al respecto esta realizando el empresariado del sector.

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