Lopetegui tiene a consideración cinco propuestas para transportar el gas de Vaca Muerta
Santiago Magrone 
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Energía había fijado plazo hasta el lunes 8 para la presentación de propuestas de interés en proyectos de tendido de un nuevo gasoducto o bien la ampliación de los sistemas existentes”. TGN y TGS presentaron respectivas notas.
Preguntado por Energía & Negocios acerca del financiamiento de un proyecto de esta naturaleza, que podría estar mas cerca de la ampliación que de un nuevo ducto, Lopetegui afirmó que “el sector privado que resulte adjudicatario de las obras deberá desembolsar al menos un tercio del capital necesario”.
Otro tercio del financiamiento, agregó, será aportado por el Gobierno con recursos destinados a inversión provenientes del Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la ANSES, y el tercio restante sería aportado por la Corporación para la Inversión Privada en el Extranjero (OPIC) de los Estados Unidos, ante la cual realizó gestiones el propio funcionario.
La aspiración de Lopetegui es poder licitar el proyecto a finales de agosto, y activar las obras en al menos su primer tramo antes del fin del mandato presidencial de Mauricio Macri.
El Secretario participó como orador en el “Argentina Gas and Oil Summit” que se desarrolló en el NH City Hotel de la Ciudad de Buenos Aires.
Ante un auditorio de empresarios y técnicos del sector, Lopetegui destacó el incremento alcanzado en la producción de petróleo y gas no convencional en el país, y explicó tal resultado por “la credibilidad (del gobierno) entre los inversores, dada la plena vigencia de la Ley de Hidrocarburos” y otras específicas del rubro. Tecpetrol no compartiría esta afirmación.
No obstante, admitió la existencia de “incertidumbre política (por el año electoral) y una situación macroeconómica difícil”, que pueden ralentizar decisiones de inversión.
Por ello, y con referencia a las inversiones necesarias en infraestructura gasífera y en energías renovables, el funcionario remarcó que “hoy lo más importante es bajar la tasa de riesgo país”, que encarece cualquier proyecto.
El Secretario refirió que, “hoy tenemos importantes inversiones en exploración y producción de hidrocarburos en Vaca Muerta, pero en el caso del gas, afrontamos restricciones de transporte”.
El objetivo, señaló es reemplazar con gas propio “los 18 millones de metros cúbicos día de GLN (gas natural licuado) que hoy se importan, y el Estado tiene que hacer algo porque es difícil que sólo lo haga el sector privado”, por lo que se recurrirá al FGS.
Lograr este objetivo, señaló, implicará bajar los costos del gas natural en el mercado interno. “Aun cuando seguirá siendo más caro en invierno que en verano, su precio interno debería asimilarse al de paridad de exportación”, afirmó.
Asimismo, incrementar la capacidad de transporte del fluído favorecerá aumentar las exportaciones, que ya tienen por destino a Chile (se le llegó a vender a menos de 3 dólares el MBTU en el verano) durante ocho de los doce meses del año.
También, refirió Lopetegui, la mayor infraestructura de transporte facilitará el procesamiento del gas natural para su conversión local en GNL y su exportación. Esto último, indicó, implicará desarrollar fuertes inversiones exclusivamente privadas en la instalación de una planta de licuefacción.
Por otra parte, Lopetegui afirmó que “con la infraestructura existente de oleoductos, la producción local de petróleos puede seguir creciendo, pero debe pensarse como mejorarla a mediano plazo”.
En este rubro, por caso, está pendiente el revamping del Oleoducto Trasandino que data de la década del noventa, tema en el que están trabajando YPF y la chilena ENAP.
En el plano local, las transportadoras TGN y TGS presentaron, por separado, a Energía sendas propuestas para la construcción y operación de ductos que permitan evacuar gas de Vaca Muerta con destino al mejor abastecimiento a centros urbanos del país, e incluso a su exportación a otros países limítrofes y como GNL .
Ahora, dicha Secretaría y el Enargas se abocarán al análisis técnico, legal, económico y financiero de las propuestas para resolver cual sería el mas conveniente , e incluso considerarán la posibilidad de configurar un proyecto que adopte y adapte aspectos especificados en los ahora presentados.
YPF, Tecpetrol, Pampa Energía y Pluspetrol son principales interesados en incrementar la producción de los yacimientos de thigt y shale gas (y oil) que operan en Neuquén.
Según pudo averiguar Energía & Negocios las notas presentadas por TGS (cuyo principal accionista es CIESA) proponen el tendido de un gasoducto troncal cuya traza sería Vaca Muerta (Neuquén) – Salliqueló (Buenos Aires) – San Jerónimo (Santa Fe) . En su recorrido permitiría conectar (nodos mediante) con los ductos Neuba I y II y con el San Martín, para llegar con gas a Bahía Blanca, al Area Metropolitana de Buenos Aires, y a Santa Fe, para empalmar con el extremo sur del GNEA.
En Bahía Blanca el gas se destinaría a incrementar la provisión del Polo Industrial Petroquímico, y a la licuefacción (GNL) para su exportación por el puerto de esa ciudad, dos objetivos que se ha trazado primordialmente YPF.
En cuanto a TGN (que tiene por principales accionistas a Tecpetrol Internacional y a CGC, a través de Gasinvest) formuló una presentación a Energía proponiendo dos opciones: la construcción de un megaducto Vaca Muerta – Salliqueló – San Nicolás, vinculando los sistemas operados por ella misma con el de TGS, o bien la ampliación de la capacidad de transporte del gasoducto Centro Oeste, con el tendido de ductos en paralelo y la incorporación de nuevas plantas compresoras.
Se trata de presentaciones que implican detalles técnicos en lo constructivo y además económicos relacionados con costos y precios del gas a proveer, comparados con lo que se paga por la importación de GNL y la compra de combustibles líquidos para provisionar a usinas generadoras.
El complicado contexto económico y político, y sus perspectivas, resulta clave a la hora de tomar decisiones de inversión en este tipo de obras de infraestructura, tanto en el gobierno como en el sector empresario, aun cuando sus beneficios deben calcularse a largo plazo.
Las presentaciones realizadas fueron precedidas por diversas 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.
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”.
El costo estimado de realización del proyecto va desde los 1.000 a los 1.500 millones de dólares, dependiendo de la opción que se tome finalmente.
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 de acceso a la capacidad de transporte, el interesado pueda proponer contratos de reserva de capacidad con los cargadores iniciales. Este tema esta considerado en la presentación de TGS.
Las ampliaciones de capacidad, de uno o de ambos sistemas de transporte existentes, se autorizarán en los términos 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.
