Encrucijada. Vaca Muerta y el fin del gas barato

Según el IAPG, para acompañar el desarrollo del shale, harán falta más de u$s 40 mil millones en infraestructura. ¿Quién pagará las inversiones?.

Por Cristian Navazo

Neuquén.- Recuperar el autoabastecimiento es el gran objetivo fijado en torno a la segunda reserva de gas no convencional más importante del mundo: Vaca Muerta. ¿Cuánto dinero y tiempo llevará alcanzar ese horizonte? Dos décadas y más de 160 mil dólares de inversiones, según las previsiones de las empresas. 
Así se desprende del informe “El desafío del downstream del gas en Argentina”, presentado el viernes por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), y que tiene como eje una proyección de los desembolsos que harán falta en infraestructura para llevar el gas desde Vaca Muerta a los consumidores. 
Según el documento del organismo técnico que reúne a las principales compañías del sector hidrocarburífero, cada tres dólares que se inviertan en el shale, uno deberá destinarse a los caños. Es decir que en los próximos 20 años serán necesarios 120 mil millones de dólares en el upstream y 42 mil millones en el downstream para llegar al ansiado autoabastecimiento gasífero.
La gran incógnita es quién pagará esos multimillonarios desembolsos. ¿Se terminó la era de la energía barata? El informe fue duramente criticado por el ministro de Planificación Federal, Julio De Vido, quien indicó que las petroleras “extorsionan a los argentinos porque quieren justificar una dolarización de los hidrocarburos y valores de paridad de importación” (ver recuadro). 
Si bien en ningún momento el estudio menciona las tarifas, está elaborado en base a un precio de 7,50 dólares el millón de BTU, el máximo que hoy se paga a la producción local de gas, valor subsidiado por Nación. Por lo tanto, se infiere que los costos se trasladarán a todos los segmentos de consumo.  
El trabajo del IAPG estima que habrá casi 5 millones de usuarios más hacia 2035, ya que se incorporan nuevas áreas del país servidas por el gas Noreste Argentino (NEA): se pasará de 8,19 millones a 13 millones.
Considera también que la intensidad del consumo energético bajará un 10% y que habrá un desarrollo de energías renovables, hidráulica y nuclear en detrimento de una menor participación de la generación térmica en la matriz de energía eléctrica.
El estudio del IAPG plantea un escenario de “Convergencia al abastecimiento óptimo” que considera un incremento paulatino de la producción local –a 7,5 dólares el millón de BTU– e importaciones de Bolivia (a través de un contrato TOP de largo plazo) hasta lograr que el uso de combustibles líquidos y GNL se limite a los picos invernales.
Es decir, en el corto plazo el shale gas reemplazará a los combustibles que se usan para generar electricidad y limitará las importaciones de los barcos metaneros, y en el largo plazo hará que sólo se necesite comprar GNL para cubrir las puntas. 
El IAPG destaca que “ello conllevará un ahorro de divisas y contribuirá al crecimiento del PBI y creación de puestos de trabajo”.
Si bien en invierno hará falta importar gas, en verano sobrará. Como la explotación del shale gas se caracteriza por su limitación para hacerla variable, se indica que el excedente en los meses calurosos se deberá exportar a los países vecinos o guardar en almacenamientos subterráneos del gas o en tanques off shore en los puertos de regasificación.
 
Transporte
El trabajo estima que para 2035 la demanda de gas crecerá un 60% con respecto a la actual, al alcanzar los 260 millones de metros cúbicos diarios) MMm3/d con picos de 290 MMm3/d en invierno.
Hoy en el país hay capacidad instalada para abastecer 155,8 MMm3/d, y más del 35% está ociosa por la caída de la producción en la última década. Los gasoductos de Neuquén, la mayor productora de gas del país, tienen disponibilidad para sumar 30 MMm3/d.
El IAPG señala que, para acompañar el desarrollo de Vaca Muerta, hará falta completar las ampliaciones de los gasoductos San Martín y Norte para incrementar la oferta de gas desde las cuencas Austral, San Jorge y de Bolivia.
En el largo plazo se requerirán entre 4300 y 8000 kilómetros de nuevos ductos y entre 700.000 y 1.200.000 HP de potencia incremental de compresión.
Para llevar a cabo ampliación en la infraestructura de transporte, en las próximas dos décadas se deberán invertir unos 22.000 millones de dólares.
Otras obras marcadas como  prioritarias son:
• Ampliar la interconexión entre TGS y TGN en el anillo de Buenos Aires (Gasoducto Mercedes-Cardales) para poder trasladar el gas disponible a los centros de consumo metropolitanos en el norte de GBA y Santa Fe.
• Aumentar la disponibilidad de GNL mediante las obras de reversión del Gasoducto de Gas-link y eventualmente del Gasoducto de Gas Andes para aportar hasta 5 MMm3/d de la terminal de regasificación de Montevideo y Quinteros.
• Incrementar la capacidad de transporte de los tramos finales en la provincia de Buenos Aires mediante la ampliación Neuba III entre Cerri-Las Heras.
• Construir el Gasoducto Rodríguez-Rosetti para aumentar la oferta de gas en invierno a las centrales térmicas metropolitanas.
Además de las nuevas obras, hará falta modernizar las viejas instalaciones para asegurar su confiabilidad y la seguridad. El 42% de los gasoductos y 17% de las plantas compresoras de TGN y TGS tienen más de 40 años.
Distribución
En el segmento de la distribución se estima que entre 2013 y 2035 se deberán construir 86.900 km de líneas y 1420 estaciones de regulación para atender a un crecimiento de cantidad de usuarios del alrededor del 60%.
Ello deberá ir acompañado de una modernización sustancial de sus instalaciones para acompañar el avance de la industria internacional del gas, mediante el uso de medidores inteligentes, sistemas de búsqueda de fugas mediante uso de láser, tubos de polietileno para alta presión, telecomando generalizado de válvulas, GIS. Además, será necesario implementar un proceso de revisión de las instalaciones internas de los clientes para garantizar su buen mantenimiento y funcionamiento.
Si se suman las inversiones a cargo de las distribuidoras en ampliación de redes, estaciones de regulación y obras de modernización y las inversiones a cargo de los clientes para normalizar las instalaciones internas, se estima que se requerirán 20.000 millones de dólares en el período 2013-2035.

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