Fricción en Vaca Muerta
Con el crecimiento de la cuenca, los niveles de producción de gas superaron las expectativas. Cuánto hay que invertir para expandir la infraestructura.
La producción de gas en Vaca Muerta, la principal formación de shale en la Argentina, ubicada en Neuquén, está creciendo significativamente. En agosto se llegó a 69,8 millones de metros cúbicos por día. Es decir, un 13,3 por ciento más que en igual mes del año pasado. En este camino, poco a poco, el modelo deja de ser una potencialidad para convertirse en una realidad. De todos modos, a medida que aumenta la extracción de gas aparecen ciertos cuellos de botella como el transporte y la estacionalidad de la demanda. La falta de infraestructura va a provocar que el período entre 2019 y 2020 sea de fricción, admiten en el sector. “Vaca Muerta va a arrancar, pero no tan rápido respecto a la evacuación de gas”, observa Jorge de Zavaleta, director Ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica. En este sentido, Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, comenta que actualmente no hay capacidad de transporte: “Es necesario expandir la capacidad de los gasoductos que van desde Neuquén a la zona de principal consumo, Buenos Aires y el Litoral”. Neuba 1 y 2, los gasoductos que llegan hasta Vaca Muerta, tienen una capacidad de transporte de 8 millones de metros cúbicos. Según de Zavaleta, hay cuatro formas de evacuar el gas que se extrae de Vaca Muerta: uno es colmando las necesidades locales; luego, exportando gas a través de la infraestructura remanente que ya existe; en tercer lugar, generar energía eléctrica a partir de gas; y, por último, exportar gas natural licuado (GNL). “En los próximos cuatro años hay que invertir entre US$ 1500 y US$ 2000 millones solo en captación y movimiento de gas y petróleo, sin contar la perforación”, destaca. Tecpetrol tiene el mayor proyecto de shale gas en Vaca Muerta: Fortín de Piedra produce el 10 por ciento del gas del país. La petrolera del grupo Techint invertirá US$ 2300 millones en la primera fase que se extiende hasta 2019: US$ 1600 millones en perforación
y terminación de pozos y US$ 700 millones en instalaciones de tratamiento y transporte de gas. La primera fase incluye la perforación de 150 pozos con cinco equipos, 245 km de ductos y una producción estimada de 14 millones de m3/d de gas hacia 2019. Actualmente, el yacimiento ya batió el récord de 12 millones de m3/d. Transportadora de Gas del Sur (TGS) tomó la iniciativa en relación a desarrollar obras para transportar y acondicionar la producción de gas natural de la formación Vaca Muerta con una inversión inicial de US$ 300 millones. “Para que el desarrollo de Vaca Muerta tenga éxito tenemos que bajar los costos lo máximo posible, de forma tal que el precio del gas permita que sea exportable. Nosotros propusimos un gasoducto de captación, un sistema similar a lo que se hace en los Estados Unidos. La intención de este proyecto es que cada productor no tenga que hacer su gasoducto, que es como nos veníamos desarrollando. La idea es llevar el gas hacia una planta única de acondicionamiento en la zona de Tratayén, que adecuará la calidad del gas natural antes del ingreso a los gasoductos troncales”, explica Javier Gremes Cordero, director General de TGS. El gasoducto de captación ya está en construcción y comprende unos 150 km (115 km de tramo norte y 35 km de tramo sur). El proyecto completo se terminaría en octubre de 2019. La compañía ya tiene acuerdos para evacuar gas y atravesará las áreas hidrocarburíferas de Bajada de Añelo, Bajo del Choique, La Invernada, Pampa de las Yeguas I y II, Parva Negra Este y Oeste, La Escalonada, Rincón la Ceniza, Los Toldos Norte, Sur, Este y Oeste, La Calera, El Orejano y Sierra Chata. El sistema va a poder manejar 60 millones de m3, no en el corto plazo, pero sí va a ir creciendo progresivamente. Según Gremes Cordero, este es un proyecto a riesgo porque el ship or pay (cláusula de contrato que exige el pago del transporte del gas natural, incluso en caso de que el gas natural no sea transportado) que se pidió es mínimo, un 10 por ciento. El éxito del proyecto,
Con el crecimiento de la cuenca neuquina, los niveles de producción de gas superaron las expectativas. Pero se generó un cuello de botella en el transporte. ¿Cuánto hay que invertir para expandir la infraestructura? ¿Cierra el modelo sin exportar a gran escala?
“Para que Vaca Muerta crezca se necesita un sistema de exportación de gas de GNL”.
en este sentido, depende del desarrollo que hagan los productores. “La verdad que hicimos este proyecto con un timing muy bueno. A fines de abril emitimos un bono de US$ 500 millones –con US$ 200 millones refinanciamos parte de una deuda anterior y con US$ 300 millones financiamos este proyecto. El bono es a siete años, con una tasa de 6,75 por ciento por año. Si bien no estamos ajenos a la macroeconomía, si uno va a Neuquén ve la actividad que se está desarrollando”, apunta Gremes Cordero. El proyecto contempla, en etapas futuras, la extensión del gasoducto de captación y la ampliación de la planta de acondicionamiento, para acompañar el ritmo de desarrollo de las reservas de gas natural de Vaca Muerta. El total de las inversiones proyectadas alcanzará los US$ 800 millones.
La unión hace a la fuerza.
Para resolver el problema de transporte, Gremes Cordero considera que el mejor proyecto no es una expansión del sistema del transporte actual, sino que se debería construir un nuevo gasoducto troncal, que parta de Tratayén en Neuquén, conecte con la planta compresora de Saturno, ubicada en provincia de Buenos Aires, y después vaya al Litoral. En la misma línea, según Carlos Ormachea, presidente y CEO de Tecpetrol, el proyecto más eficiente consiste en hacer un nuevo gasoducto de 1000 km de longitud que vaya directo al mercado, en un diámetro grande (36 pulgadas) y con una presión operativa alta. “De esta forma se podrá contar con una mayor capacidad de transporte y tener una tarifa competitiva. La inversión asociada, de aproximadamente US$ 1300 millones, presenta un desaf ío para su financiamiento y la ejecución requiere contar con clientes preparados para contratar la nueva capacidad a mediano plazo. El sector de generación térmica es el candidato natural para tomar una parte relevante de esta capacidad y la regulación tiene que facilitar la contratación”, dice Ormachea. En este sentido, Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants, enfatiza: “No tiene sentido hacer dos gasoductos. Tiene que converger en un solo proyecto”. Según fuentes del mercado, TGS y TGN conformarían una alianza para llevar adelante la construcción del ducto. Un proyecto de esta magnitud podría tardar 18 meses por cada tramo, tres años en total. “Es importante arrancar cuanto antes. Este proyecto es distinto al de captación porque no se puede empezar si no está contratado en firme. No se puede hacer a riesgo. Se comienza cuando están todos los offtakers, los que van a tomar la capacidad de transporte. En un principio podríamos hacer un gasoducto sin compresión, es decir, de 15 millones de m3 disponibles. Después se podría llegar a 40 millones de m3”, señala Gremes Cordero.
Tren a Vaca Muerta.
Un importante tema que se conversó en la Mesa Vaca Muerta, espacio de encuentro intersectorial que reúne a representantes del gobierno provincial, ministros nacionales, intendentes, empresas y sindicatos, fue el Tren Norpatágonico. Este proyecto podría permitir que los costos de logística bajen
a la mitad. El tren que unirá a Bahía Blanca con Vaca Muerta se licitaría este mes. De este modo, quedarían conectados los yacimientos con el puerto. Se supone que en un principio, el tren permitiría bajar el costo del pozo en un 10 por ciento. El proyecto contempla una inversión estimada de US$ 780 millones para intervenir 700 kilómetros de vías entre Bahía Blanca y Añelo, a través del sistema de participación público-privada (PPP). Las obras tienen un plazo estimado de cuatro años. Esta iniciativa será una nueva opción de transporte eficiente para los insumos necesarios para el yacimiento de petróleo y gas no convencional, como arena, cemento, tubos, baritina, cabezales y tubulares para armar el pozo, y también otros productos regionales como alimento balanceado, productos de retail, de minería o fruta del Alto Valle.
Necesidad de exportar.
Para Gerold, la estacionalidad de la demanda es uno de los grandes impedimentos para el desarrollo de gas en la Argentina. Considera que las exportaciones a Chile son una oportunidad relativamente menor porque es dif ícil que sean en gran escala. En la misma línea, Pablo Bizzotto, vicepresidente Ejecutivo de Upstream de YPF, dice: “Hay que cerrar pozos de gas por estacionalidad cada vez más días. Para que Vaca Muerta crezca se necesita un sistema de exportación de gas de GNL. Las otras medidas son como aspirinas, no solucionan el problema. Nosotros hace un año nos redireccionamos más hacia el petróleo, sin dejar de lado el gas”. “Propusimos un gasoducto de captación, para que cada productor no tenga que hacer el suyo propio”. Para estimular la demanda, el Gobierno está llevando a cabo distintas iniciativas. Por un lado, está renegociando los términos contractuales del gas que se importa desde Bolivia. La intención es flexibilizar el contrato firmado en 2006. La idea es respetar el acuerdo que tienen hasta 2026, pero tomando menos gas en verano. Por otro lado, recientemente se despidió al barco regasificador Exemplar de la empresa Excelerate, que estuvo a cargo de la recepción de cargamentos importados de gas natural licuado en el puerto de Bahía Blanca. El contrato termina en diciembre y no será renovado, lo que representará un ahorro de US$ 100 millones por año. Una tercera medida tiene que ver con un proyecto de YPF para instalar la primera planta de licuefacción de GNL en el país en los primeros meses de 2019. La petrolera controlada por el Estado está en proceso de negociación con la empresa belga Exmar para contratar una barcaza equipada con una unidad flotante de licuefacción de gas. De este modo, el gas será despachado en verano a mercados extranjeros. Por otro lado, TGS analiza junto a Excelerate Energy un proyecto de licuefacción en Bahía Blanca. “En la planta del complejo General Cerri procesamos metano proveniente del gas en condiciones de ser licuado. Además, tenemos el puerto Galván, lo que nos permite exportar o reutilizar dependiendo del momento. No es de los grandes proyectos que se escuchan de licuefacción, sería algo modular que iríamos haciendo crecer a medida que podamos exportar más en verano, en módulos de unos 4 millones de m3 por día”, comenta Gremes Cordero.
Política tarifaria.
En relación a las políticas del Gobierno, las empresas del sector coinciden en la necesidad de mantenerlas en el tiempo. En este sentido, Bizzotto enfatiza: “Tenemos que darles a los inversores una señal clara de que las reglas de juego no van a cambiar”. YPF proyecta para los próximos cinco años hacer 1700 pozos de no convencional: 1100 van a ser de petróleo y van a tener un crecimiento de gas del orden del 4 por ciento. Tiene una producción de gas de 43,9 millones m3 por día y produce 226.900 barriles de petróleo diarios. “Creemos que la mejor forma de desarrollar Vaca Muerta en el largo plazo es que la política tienda a que los precios sean libres. Nos parece bien la posición que está tomando el Gobierno de armar un esquema que tienda al precio libre del gas”, dice Diego Ordoñez, presidente de Dow Argentina. Junto con YPF, la empresa viene invirtiendo desde 2013 casi US$ 1100 millones en Vaca Muerta. En relación al sistema ya existente de gasoductos, Gremes Cordero explica que está bien mantenido gracias a la revisión tarifaria. “Estamos llevando un plan de inversiones muy agresivo desde TGS y toda la industria. En nuestro caso son US$ 100 millones por año que invertimos en el sistema. Cuadruplicamos lo que invertimos hasta 2015. Estamos poniendo el sistema como para estar a máxima exigencia”, concluye.
La estacionalidad de la demanda es uno de los escollos para el desarrollo del gas en la Argentina, coinciden los expertos.