Hoja de ruta para llevar el gas de Vaca Muerta a la minería del litio, Bolivia y el sur Brasil
Ridelener recordó que TGN opera el 40% del gas que se inyecta diariamente en la red nacional, lo que equivale al 20% de la matriz energética argentina, a través de 11.000 km de gasoductos, de los cuales 7.000 km son propios. En su exposición, el CEO de TGN advirtió por los 3 cuellos de botella para el gas argetino: la evacuación de Nuquén, el transporte al Noroeste y Bolivia y el transporte del Noreste y hacia Uruguayana.
«La construcción del GNK y la construcción de dos plantas compresoras, una en Tratayén y otra en Saliqueló, permite movilizar 21 millones de metros cúbicos diarios de gas más que lo que estábamos moviendo desde el 2022. Esto es positivo, pero no es suficiente, seguimos teniendo restricciones y tenemos que encontrar formas de mover más gas desde Neuquén. Después tenemos que ser capaces de mover hacia el Noroeste argentino y hacia el Noreste . Hacia el Noroeste porque tenemos demanda industrial en la zona norte del país, porque tenemos demanda de la minería que se está empezando a desarrollar en la provincia de Salta, en La Puna, y porque tenemos exportaciones tanto a Chile como a Brasil vía Bolivia», detalló sobre los primeros dos cuellos.
Y sobre el el tercero, Ridelener aseguró que «tenemos que poder abastecer con un poco más de firmeza todo el sector termoeléctrico que se ubica en la provincia de Santa Fe, porque tenemos la posibilidad de a través de este gasoducto llegar al sur de Brasil. Este gasoducto está construido, del otro lado de la frontera hay una termoeléctrica que puede consumir hasta 2,8 millones metros cúbicos, y tenemos la potencialidad de completar el ducto de 580 kilómetros que faltan construir entre Uruguayana y Puerto Alegre, que permitirían cerrar un anillo gasífero muy interesante, no sólo para Brasil, sino para todo el desarrollo del cono sur».
Una de las aternativas para destrabar el primer cuello de botella es la propuesta de Enarsa, que implica aumentar en 20 millones de metros cúbicos la capacidad de transporte en el GNK construyendo más potencia, compresión y plantas nuevas. «Aumentando la compresión en la planta Tratachén y construyendo un ducto entre la mitad de la provincia de La Pampa, en Chacharramendi, donde está previsto ubicar una planta compresora, y el gasoducto Centro-Oeste, concretamente en la planta La Carlota, y ahí vincularse con el ducto que se acaba de construir La Carlota- Tío Pugio, y de ahí con el Gasoducto Norte», explicó Ridelener. Para esta obra es necesario una inversión aproximada de u$s2.000 millones y 525 km de ductos de 36 pulgadas.
Otra opción, según comentó Ridelener, la propuesta que TGS presentó al Gobierno con adhesión al RIGI para incrementar con compresión la capacidad en el GNK y hacer una expansión en el Neuva II para poder llegar con 14 millones de metros cúbicos a Saliqueló y con otros 12 millones hasta la zona de GBA. «Desde mi punto de vista la alternativa esta es una buena porque requiere menos nivel de inversión, pero tiene un menor nivel de utilización durante el año del gas natural. Básicamente es una muy buena alternativa para sustituir el GNL que se inyecta en el barco de Escobar. No el 100%, pero sí reduce en forma importante las necesidades de importación», sostuvo. Esta inversión rondaría los u$s700 millones.
Para solucionar el segundo cuello de botella del gas hay qu avanza con la Reversión del Gasoducto Norte, un término que acuñó TGN. Ridelenero planteó una solución de para 6 millones de metros cúbicos, pero admitió que lo podrían haber estimado por 4 millones, para 10, para 12. «Es bastante lineal los costos de expansión de la reversión del norte futura. Esto lo hicimos pensando en la minería de litio y pensando en alguna exportación o al norte de Chile o a Brasil vía Bolivia. Aquí es básicamente la necesidad de luz, de potencia y cuánto es un valor estimado de esa expansión. Con lo cual, esto sería la forma de solucionar el segundo cuello de botella. Es una forma relativamente simple, si se quiere, y aparte totalmente modular», señaló.
Por último, explicó cómo llegar con el gas de Vaca Muerta a Brasil, expandiendo la red de gasoductos desde Uruguayana a Porto Alegre, aunque aclaró que no es la única forma de llegar a Brasil. «Hoy hay sobre la mesa y se están discutiendo la llegada vía Uruguayana, vía Bolivia, pero también vía Paraguay. El gobierno paraguayo está hablando con el gobierno argentino y hay empresarios paraguayos que están tratando de motorizar este camino, básicamente porque entienden que tienen demandas futuras en Paraguay que podrían apuntalar esta línea roja», indicó. El CEO de TGN dijo que la diferencia con Bolivia es que este camino habría que construirlo. «Es un gasoducto que iría paralelo a la ruta bioceánica. Es un ducto de más de 900 kilómetros, por lo cual el costo sería importante», añadió.
«Si me preguntan, descreo bastante de los proyectos de llegar con 30 o 40 millones a Brasil. Creo que Brasil va a ser un mercado en el orden de los 10 o 15 millones de metros cúbicos, cuando pienso en el mercado industrial. El mercado termoeléctrico es importante, pero creo que ese sí va a ser parte del abastecimiento a través de GNL. Lo está haciendo hoy, cuando Brasil tiene situaciones de baja hidráulicidad, pone en marcha sus centrales termoeléctricas y las pone en marcha con GNL que viene de otros mercados. Cuando Argentina esté produciendo GNL, creo que eso va a ser un mercado natural», concluyó.
Qué falta para aumentar la producción separación de líquidos y fraccionamiento del gas
Pablo Popik, de Compañía MEGA, la empresa compartida entre YPF (38%), Petrobras (34%) y DOW (28%) especializada en separación de líquidos y fraccionamiento del gas, repasó los datos de producción, que actualmente llegan a 1.680.000 de toneladas de líquidos de gas natural por año. Esta cifra incluye el 40% del Gas Licuado de Petróleo del país, un 9% de la gasolina natural y un 35% de etano, que representa el 60% del total consumido en el país. Esto implica 1 de cada 4 garrafas, 40 barcos por año de exportación de propano y butano y 16.500 camiones cargados de productos.
Según dijo Popik, uno de los desafíos más importantes a lo largo de los años tiene que ver con la evolución de la composición del gas, que muestra un crecimiento tres veces la duplicación del contenido de etano y superiores y en tres veces del contenido de propano y superiores. «Entrando en la década del 2000 el no convencional nos cambió todo, nos impuso desafíos, lindos desafíos y también nos dio esta oportunidad para seguir creciendo», explicó.
«Del lado de los desafíos o lo que hay que resolver, por ejemplo, es el crecimiento en el tenor de propano. Esto nos impone nuevas restricciones en lo que es la otra punta de nuestro sistema productivo, el fraccionamiento. Aparecen restricciones y limitaciones en las torres de fraccionamiento, que antes no existían porque estaban diseñadas para una composición de gas o una composición de ‘sopa’ determinada. Obviamente también el contenido de líquidos, la variabilidad de la composición del gas», mencionó.
Sin embargo, remarcó que el aumento del etano es la gran oportunidad, el gran llamado a la acción para la industrialización, para la industria petroquímica, a pesar que las instalaciones de MEGA están a plena capacidad. «Cuando uno mira a lo largo del sistema desde Neuquén a Bahía Blanca tiene algunos espacios donde queda alguna capacidad excedente, pero hoy nuestros ofrecimientos están operando a plena capacidad. Entonces, no solo el llamado a la acción, sino ya la necesidad de trazar ese plan de crecimiento y cómo avanzamos en la definición y el plan de negocio para aumentar la capacidad, aumentar la escala», recalcó.
Popik afirmó que uno de los desafíos es seguir haciendo lo mismo, seguir separando los líquidos del gas natural, etano y superiores, bombearlos a Bahía Blanca. «Estamos convencidos que logísticamente es el nodo eficiente para disponer de ellos», expresó, y agregó que buscan aumentar la capacidad de fraccionamiento en Bahía Blanca, en base al concepto de de la modularización. «Hoy la radiografía del sistema nos muestra que en la planta de Bahía Blanca tenemos plena utilización, entonces está la oportunidad para crecer y la necesidad para crecer en capacidad de fraccionamiento. Yendo hacia atrás, aguas arriba en el proceso, hacia lo que es el oeste geográfico, la separación de líquidos, la siguiente restricción aparece en la capacidad de bombeo de nuestro poliducto. Y por supuesto también en la capacidad y necesidad de separar los líquidos del gas para cargar el poliducto y cargar el fraccionamiento», advirtió.
En este marco, en MEGA evalúan instalar una unidad de fraccionamiento nueva en Bahía Blanca y aumentar la capacidad de bombeo del poliducto. «Hoy existe una estación de rebombeo intermedia en Coronel Belisle, provincia de Río Negro. Estamos visualizando dos estaciones de bombeo nuevas, una en General Roca, también Río Negro, y la otra en la provincia de La Pampa. Esto con la estrategia de aumentar la capacidad de transporte del poliducto, por el momento sin crecer en LUX o en infraestructura linea, y por supuesto mirando el extremo de Neuquén, de Loma La Lata, con más separación criogénica», anunció.
Popik estimó que con la ampliación de capacidad se puede alcanzar un 50% de crecimiento al pasar de las actuales 4.800 toneledas diarias producidas a 5.600 toneladas al 2026.
Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, aseguró que la actividad del petróleo en la Cuenca Neuquina va creciendo tan rápida como se construyen los ductos. «Desde octubre del 2021 la producción de la cuenca ha mostrado un potencial mucho más rápido de lo que nosotros podemos construir ductos. Desde 2022, o sea, ni bien apareció ese cuello de botella, empezamos a trabajar en proyectos para poder aumentar la capacidad de evacuación de la cuenca, con el principal proyecto, que es el Proyecto Duplicar Plus», comentó.
Hösel confirmó que el Duplicar Plus va a terminar en marzo del año que viene, lo que va a permitir a la Cuenca Neuquina llegar a 750.000 barriles de producción por día. «En octubre del 2021, cuando se generó este primer cuello de botella, la cuenca producía 290.000 barriles por día. Hoy está produciendo unos 480.000 barriles por día. Con esta ampliación que estamos terminando va a poder llegar hasta los 750.000 barriles por día», aseguró.
En esta línea, el CEO de Oldelval reveló las proyecciones de crecimiento de producción de petróleo de Vaca Muerta. «Hoy estamos en 480.000 barriles y las estimaciones a fin de año, tal vez los 540.000 son un poco optimistas para el fin del 2024, pero va a estar alrededor de los 500.000 o superando levemente los 500.000 para fines de año. En el 2025 vemos una producción de unos 680.000 barriles, en 2026 llega a 810.000 barriles, en 2027 a 920.000 y en el 2028 vemos el millón de barriles. Esto es solo la Cuenca Neuquina, convencional y no convencional, pero todo este crecimiento obviamente está apoyado sobre el no convencional que explotó en el 2021. Hasta el 2026 ya hay infraestructura para llegar a evacuar», estimó.
Por último, detacó el avance del Proyecto Duplicar, que se encuentra el 73% de su avance de obra. «Se llama Duplicar Plus porque fue más que duplicar la capacidad de transporte hacia el Atlántico de ese momento del Oldelval. Este proyecto Duplicar Plus es un proyecto que va de nuestra estación principal en Allen, hacia el Atlántico, hacia Oltankin. Es un proyecto de 1.325 millones de dólares, 525 kilómetros de extensión, estamos rebateando cuatro estaciones de bombeo. El proyecto va a permitir, ya ha permitido en una partecita muy pequeña, pero va a permitir el total del proyecto de ampliar el sistema en 50.000 metros cúbicos o 310.000 barriles por día, y va a permitir llegar al Atlántico con nuestro sistema en unos 540.000 barriles por día».
Según dijo el CEO, hoy el Duplicar está en el proceso de puesta de marcha escalonada. «Es un programa de cinco meses para ir llenando el ducto e ir poniendo a trabajar las distintas estaciones de bombeo. Es algo que hoy no podemos hacer en uno o dos meses, científicamente lo podríamos hacer, pero eso conspiraría con la producción de la cuenca, porque sistema está basado sobre el mismo sistema que hoy está transportando, por lo tanto tenemos el gran desafío de ir terminando las obras sin que la producción de la cuenca tenga que disminuir o parar», aclaró.
Por último, aseguró que el Duplicar Pus va a permitir exportar unos 300.000 barriles de petróleo por día, que si se tiene en cuenta a 70 dólares el barril, son unos 7.500 millones de dólares. «Unos 80.000 barriles, ya se está dando. Ya la Argentina estaba abastecida internamente, por lo tanto, todo el crecimiento, gran parte del crecimiento que hubo desde octubre hasta ahora, a pesar de los puestos de botella, fueron mayormente a exportar», sentenció.