La reciente inauguración de la terminal de regasificación de Escobar, que se suma a una instalación similar ya existente en Bahía Blanca, y la puesta en funcionamiento del Gasoducto “Juana Azurduy”, permitirán aumentar las importaciones de gas natural.
Se avanzará además con una tercera planta regasificadora en Montevideo. Mientras tanto, a nivel local, las esperanzas están puestas en la producción que puedan aportar los yacimientos no convencionales de la Cuenca Neuquina.
Nuestro país es, después de Rusia, el de mayor penetración de gas natural en su matriz energética (51%), pero en los últimos diez años ha visto cómo sus reservas probadas de gas natural se redujeron en un 55%, al pasar de 778 mil millones de metros cúbicos en 2000 a 378 mil millones en 2009, último dato provisto por la Secretaría de Energía. “La caída de las reservas en la última década fue consecuencia de la combinación de una cuestión geológica, principalmente por una mala estimación del megayacimiento Loma La Lata, y de una disminución de la exploración, a causa de los bajos precios promedio que reciben los productores”, explicó a DEF el ingeniero Raúl Bertero, especialista en la materia y director de la Maestría Interdisciplinaria en Energía de la Universidad de Buenos Aires (UBA).
Atrás quedó la etapa de la exportación de gas argentino a Chile, iniciada en 1995 y que permitió que en los siguientes cinco años se construyeran siete gasoductos, ubicados respectivamente en la Cuenca del Noroeste (Gas Atacama y Gasoducto Norandino), Neuquina (Gas Andes y Gas Pacífico) y Austral (los tres gasoductos fueguinos destinados a abastecer las plantas de Methanex en el sur chileno). El pico de exportaciones argentinas se alcanzó en 2004, con la entrega de un promedio de 18,6 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd). La recuperación económica de nuestro país a partir de 2002 hizo que aumentara drásticamente la demanda interna de gas y se dificultara el abastecimiento simultáneo del mercado chileno. Así fue como, en marzo de 2004, la Secretaría de Energía emitió la Resolución 265, que determinó la “suspensión de la exportación de excedentes de gas natural que resulten útiles para el consumo interno”.
A partir de ese momento no solamente debieron frenarse las exportaciones, sino que para mantener el abastecimiento interno, nos vimos obligados recurrir a la importación de gas desde Bolivia y, en los últimos tres años, también a la compra de gas natural licuado (GNL) como opción para hacer frente a los picos de demanda invernales. Esta situación, sumada a la importación de combustibles líquidos sustitutos para alimentar las centrales de ciclo combinado, ha tenido un fuerte impacto en nuestra balanza energética. “Argentina, que en 2006 tenía un saldo comercial positivo para el sector energético de 5600 millones de dólares, terminará 2011 con un saldo negativo estimado en 3000 millones de dólares”, alertó en un reciente documento un grupo de ocho ex secretarios de Energía, liderado por Jorge Lapeña, Daniel Montamat y Alieto Guadagni.
DEL GASODUCTO ‘JUANA AZURDUY’ AL GNEA
La nueva infraestructura de transporte de gas natural en nuestro país está destinada justamente a aumentar los volúmenes de gas importado. Con ese objetivo se inauguró el pasado 30 de junio el Gasoducto de Integración “Juana Azurduy” (GIJA), que tiene una extensión de 47 kilómetros, uniendo en territorio boliviano el campo gasífero Margarita con Madrejones y empalmando del lado argentino con la planta compresora de Campo Durán, en Salta. La finalización de las obras de esta primera fase del GIJA permitirá aumentar el total de gas importado desde Bolivia del máximo actual de 7,7 millones a 11,6 millones de metros cúbicos diarios, volumen comprometido para el invierno de 2012. La segunda etapa del GIJA consistirá en la construcción de una planta compresora en territorio boliviano, que permitirá acrecentar progresivamente nuestras importaciones hasta llegar a los 27,7 MMmcd entre 2021 y 2026.
Paralelamente, nuestro país deberá avanzar en las obras del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), con una extensión de 4131 kilómetros, que permitirá llegar a 378 mil usuarios de las provincias de Formosa, Chaco, Misiones, Corrientes y el norte de Santa Fe, que hoy no cuentan con el servicio de gas domiciliario. Las autoridades estiman que las obras estarán finalizadas en 2014. En abril de este año ENARSA abrió los sobres de la licitación para la construcción de tres tramos del GNEA: el que irá desde Campo Durán hasta el límite interprovincial entre Salta y Formosa (229 kilómetros), el que se extenderá desde ese punto hasta la localidad formoseña de Ibarreta (303 kilómetros) y un tercero que conectará la localidad de Vera, en Santa Fe, con la Derivación Arijón, en el departamento de San Jerónimo (284 kilómetros), incluyendo en este último caso la conexión con el Gasoducto Norte operado por TGN.
EL GNL, UNA OPCIÓN RAZONABLE
Por otra parte, el 8 de junio se puso en marcha la nueva terminal de regasificación ubicada en el kilómetro 74,5 del río Paraná de las Palmas, en Escobar. Las instalaciones incluyen gasoducto de interconexión de 31 kilómetros desde allí hasta Los Cardales, donde empalma con el sistema troncal operado por Transportadora de Gas del Norte (TGN). YPF es la responsable de la operación y el mantenimiento de la terminal, que tiene una capacidad de regasificación de entre 14,2 y 17 MMmcd. Cuenta con la tecnología Gasport diseñada por la empresa estadounidense Excelerate Energy, que también tuvo a su cargo el proyecto de GNL en Bahía Blanca (11,3 MMmcd). En ambos casos se utiliza el sistema ship-to-ship, que consiste en el transporte del gas natural licuado (GNL) en los denominados buques metaneros y su regasificación a bordo de una planta flotante. La estatal ENARSA se encarga de la provisión del GNL y tiene previsto para este año un mínimo de 45 embarques.
“En la situación actual, considero que la importación estacional de GNL es razonable porque Argentina tiene un pico estacional muy grande de consumo de gas en el invierno”, opinó Raúl Bertero, quien advirtió que aun cuando se pongan en producción los abundantes recursos de gas no convencional que tiene nuestro país, seguiría siendo acertado mantener la complementación con el GNL en los meses de mayor demanda. Consultado sobre la alternativa de instalar una planta de regasificación en tierra, este especialista señaló que “no es absolutamente necesario”, ya que las terminales flotantes son “lo suficientemente confiables para el sistema argentino”, al tiempo que destacó su flexibilidad, bajo costo y rapidez de instalación.
Finalmente, Bertero destacó como una “excelente opción” la construcción de una tercera planta de regasificación en Montevideo. “Uruguay no tiene la economía de escala para contratar un barco regasificador y Argentina estaría utilizando el GNL eventualmente en picos estacionales, pagando la mitad de la infraestructura”, explicó. En febrero de este año los gobiernos de Argentina y Uruguay firmaron un memorándum de entendimiento para el desarrollo del proyecto GNL del Plata, con una capacidad inicial de 10 MMm3 diarios y la posibilidad de ampliarlo hasta 15 MMm3 diarios dentro de los 15 años de duración acordados. Nuestro país compromete una demanda de 5 MMm3 diarios durante todo ese período. La contratación estará a cargo de ENARSA y Gas Sayago, una empresa uruguaya conformada por las estatales UTE y ANCAP, y se prevé su entrada en operación a partir de 2013.
LAS POSIBILIDADES DEL GAS NO CONVENCIONAL
Mientras tanto, en vistas a una recuperación de nuestras propias reservas de gas, la provincia de Neuquén se encuentra en el centro de todas las miradas en lo que se refiere a la exploración y explotación de sus yacimientos no convencionales. Un estudio encargado por el Departamento de Energía de EE. UU. a la consultora Advanced Resources International, cuyos resultados fueron dados a conocer en abril de este año, ubicó a la Argentina como el tercer país en cuanto a recursos técnicamente recuperables de shale gas o “gas de arcillas compactas”, que ascienden a 774 billones de pies cúbicos (TCF). De ese volumen, 408 TCF corresponden a la Cuenca Neuquina y, específicamente, a las formaciones Vaca Muerta, ubicada en el megayacimiento Loma La Lata, y Los Molles, en el yacimiento Anticlinal Campamento.
La primera buena noticia dada a conocer en el país fue la exitosa perforación de cuatro pozos por parte de YPF en la formación Vaca Muerta, donde se confirmó la presencia de un reservorio con un volumen estimado de 4,5 TCF, que equivalen a aproximadamente 127.000 MMm3. Este descubrimiento dio lugar a la firma de un acuerdo con la minera brasileña Vale, con una inversión inicial de de 140 millones de dólares para alcanzar a partir de 2016 la producción de 1,5 MMm3 diarios, que se repartirían en un 50% para YPF y el restante 50% para Vale, lo que le permitiría a esta última alimentar el proyecto Potasio Río Colorado, ubicado en el departamento mendocino de Malargüe. Por su parte, Apache acaba de informar acerca de la primera perforación horizontal de un pozo multifracturado de shale gas en la formación Los Molles, una operación pionera en América Latina.
El ingeniero Bertero sostiene que Argentina tiene que dar una “señal de precios” para incentivar el desarrollo de sus reservas gasíferas, de manera de permitir la libre comercialización de la nueva producción “independientemente de las características del yacimiento”. Hoy los usuarios residenciales están pagando por el gas valores del orden de los 30 centavos de dólar por millón de BTU y, según opina este analista, el valor del Gas Plus -autorizado por la Secretaría de Energía- debería estar en el rango de los 4 a 5 dólares por millón de BTU. Deberíamos atravesar, a su juicio, una etapa de transición, que establece tentativamente en ocho años, para permitir la “asimilación” de las nuevas tarifas de transporte y distribución.
Lo cierto es que, por el momento y hasta tanto se desarrollen las nuevas reservas, Argentina seguirá siendo un neto importador de gas. En ese sentido, el sinceramiento de las tarifas parece ser el único camino a seguir si se quiere evitar una mayor sangría de recursos y la acentuación del actual déficit en la balanza energética.
