Definen y adjudican el proyecto para transportar el gas de Vaca Muerta

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Santiago Magrone

El complicado contexto económico y político, y sus perspectivas, resulta clave a la hora de tomar decisiones de inversión en obras de infraestructura, tanto en el gobierno como en el sector empresario, aun cuando sus beneficios deben calcularse a largo plazo.

Y estos factores están incidiendo en la definición del proceso activado por la Secretaría de Energía para la construcción de un gasoducto troncal que permita evacuar los mayores volúmenes de gas producido en los yacimientos no convencionales de la formación Vaca Muerta.

Desarrollar esos reservorios se ha convertido en una cuestión primordial para la Administración Macri. También lo era durante el gobierno anterior, pero para el actual se ha constituido en esencial, toda vez que existe la necesidad de mostrar iniciativa en plena campaña electoral.

Así las cosas, se explica la serie de reuniones reservadas que han mantenido directivos de las principales operadoras en Vaca Muerta para definir su participación en uno a más proyectos de tendido del ducto, y ponerlos a consideración de la cartera a cargo de Gustavo Lopetegui.
YPF, Tecpetrol, Pampa Energía, Pluspetrol, TGN, TGS, participaron de estas conversaciones, también en consulta con funcionarios de Energía, coordinados por el subsecretario de Hidrocarburos, Carlos Casares.

Los anteproyectos podrán ser adecuados a criterio de la Secretaría de Energía, y en caso de resultar complementarios, dicha cartera podrá seleccionar más de un anteproyecto presentado, o una combinación de éstos si resultare técnicamente conveniente, se indicó.

En cuanto a los criterios de evaluación, Energía determinó que “se evaluarán las características técnicas, económicas y regulatorias de cada uno considerando la capacidad de transporte a incorporar, la relación tarifa/capacidad, el plazo durante el cual la nueva infraestructura gozará de un régimen particular en materia de acceso, y la fecha de inicio de operaciones”.

En los últimos dos meses se planteó una suerte de competencia de proyectos con Tecpetrol y con YPF como cabezas de sendas iniciativas, incluso con trazados diferentes.

En las últimas semanas casi ninguno de estos protagonistas descartó desembocar en un proyecto conjunto, siempre atentos al esquema de financiamiento que se aplicaría, compartido entre el sector privado y el gobierno nacional.

Las trazas posibles son Vaca Muerta – Ciudad de Buenos Aires – San Nicolás, o bien Vaca Muerta – San Nicolás directo, en cualquier caso para conectar luego con el punto sur (Rosario) del Gasoducto del Noreste Argentino. En paralelo se contemplan posibles ampliaciones de los ductos que operan TGN y TGS, y la provisión de mayores volúmenes de gas hasta Bahía Blanca, para su conversión en GNL y su exportación.

El costo estimado de realización del proyecto va desde los 1.000 a los 1.500 millones de dólares y Lopetegui ya realizó gestiones para conseguir aportes financieros en los Estados Unidos, con la Corporación para la Inversión Privada en el Extranjero (OPIC), y recursos locales que administra el gobierno (Fondo de Garantía de Sustentabilidad de ANSES).
En declaraciones a la prensa y ante empresarios del sector, Lopetegui ratificó que espera “poder adjudicar la construcción del gasoducto en agosto”.

Energía manifestó que la infraestructura a construir (de captación, tratamiento, transporte y almacenaje) es esencial “a los fines de continuar incrementando la producción de gas natural de la cuenca Neuquina”.

En consonancia, el presidente de YPF (de mayoría accionaria estatal), Miguel Gutierrez, hizo hincapié en la importancia del proyecto explicando que “no vamos a poder avanzar con el desarrollo del Upstream de Vaca Muerta si no generamos más demanda”, objetivo en lo que parecen coincidir todas las operadoras, pero ello no implica desconsiderar la compleja coyuntura económico-financiera y política del país.

En la actual coyuntura también se consideran las reglas de juego en el sector. Varias empresas se plantean dudas a partir de lo acontecido respecto del criterio de aplicación limitada de la Resolución 46. Y además, por las perspectivas que podrían abrirse con un cambio de gobierno, de otro signo político.

El gas natural representa más del 57 % de la oferta interna total de energía de la Argentina.

Energía destacó que la aplicación de la Resolución 46 dio como resultado un crecimiento del 43% en la producción de gas natural de reservorios no convencionales, entre enero de 2018 y enero de 2019, lo cual contribuyó a que el año pasado se reduzcan 14 % las necesidades de gas natural importado, incluyendo gas natural licuado (GNL), y a disminuir el uso de combustibles líquidos para la generación eléctrica. Consultado por Energía&Negocios, Gutiérrez no descartó que los proyectos en consideración pudieran derivar en uno sólo. “Nosotros no descartamos nada, y además Energía podría determinar su complementariedad”, remarcó.

La Subsecretaría de Hidrocarburos y el Enargas evaluarán durante abril el o los proyectos presentados y será Energía quien resolverá a los efectos de su realización.

Energía estableció que “en el supuesto de que para el repago de las obras correspondientes a la construcción de un nuevo sistema de transporte se haga necesario un régimen particular en materia de acceso a la capacidad de transporte, el interesado pueda proponer la celebración de contratos de reserva de capacidad con los cargadores iniciales, los que surgirán de un concurso abierto de manera tal de que no exista discriminación entre los potenciales cargadores que se encuentren en igualdad de condiciones”.

Las ampliaciones de capacidad, de uno o de ambos sistemas de transporte existentes, se autorizarán en los términos del artículo 16 de la Ley 24.076, y en este último caso se considerarán “ampliaciones significativas” aquellas que generen capacidad de transporte adicional de por lo menos 10 MMm3/d.

Asimismo, si fuera el caso de ampliaciones significativas del sistema de gasoductos existente, se adoptará el criterio de costo incremental conforme con lo previsto en la resolución 1483/2000 del ENARGAS.

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