El Gobierno lanza un paquete de medidas para aumentar la producción de gas en invierno

La Secretaría de Energía convocó a dos consultas públicas para ampliar la capacidad de transporte desde Vaca Muerta y para aumentar la compra del hidrocarburo por parte del Estado en invierno
La Secretaría de Energía convocó a dos consultas públicas para ampliar la capacidad de transporte desde Vaca Muerta y para aumentar la compra del hidrocarburo por parte del Estado en invierno
Sofía Diamante
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8 de marzo de 2019  • 15:50

Con el fin de reducir el gasto público, bajar las importaciones de gas licuado (GNL) e incentivar las inversiones en Vaca Muerta , el Gobierno lanzó hoy dos consultas públicas, que serán las bases de los nuevos proyectos que saldrán firmados en un mes, para incentivar la producción de gas en la cuenca neuquina. Los proyectos, además, serán una forma de recomponer la relación con el sector privado, luego de que las empresas manifestaran su enojo por la modificación en la interpretación del esquema de subsidios pautado en la resolución 46.

Por un lado, la Secretaría de Energía quiere ampliar la capacidad de evacuación de gas de Vaca Muerta. Las opciones que están sobre la mesa son dos: aumentar la capacidad de los tres gasoductos existentes o construir uno nuevo, que es la alternativa que más convence en el Gobierno.

"El invierno pasado no entró más gas en los gasoductos que vienen de Vaca Muerta al centro del país. Es el principal cuello de botella porque no hay manera de sacar la producción cuando se llena el gasoducto", dijeron en Energía, que señalaron que el último que se construyó fue en 1988.

"Se hará lo que las empresas piensen que es mejor. El horizonte menos optimista es hacer ampliaciones parciales, pero si pensamos en el potencial que todo el sector cree que tiene Vaca Muerta, la solución sería construir un gasoducto troncal nuevo que puede hacerse en dos etapas", agregaron.

En caso de que se considere la última opción, el Gobierno licitará un primer tramo desde Neuquén a Bahía Blanca, que costará US$800 millones y que podrá trasladar entre 15 a 17 millones de metros cúbicos día (m3/d). Desde el puerto bahíense, luego se puede licuar el gas para llevarlo a Escobar por barco para ser distribuido en el centro norte del país.

El segundo tramo costaría US$1200 millones, iría desde Bahía Blanca al área metropolitana y reforzaría todos los caños. Esto permitiría tener una segunda ampliación de capacidad de transporte de entre 20 a 22 millones de m3/d, que sumaría en total entre 35 a 39 millones de m3/d.

"El Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la Anses tendría interés de participar como financiador, ya que tiene como mandato legal que una parte de su cartera esté invertida en dólares y en proyectos de infraestructura", contaron en Energía.

El FGS está recuperando el dinero invertido en dos centrales eléctricas, que el Estado está privatizando, Brigadier López y Ensenada Barragán, por lo que podría desembolsar alrededor de US$500 millones. Otros US$200 millones se podrían conseguir con un préstamo de una agencia estatal estadounidense, la OPIC, que ya en diciembre pasado había mostrado intención de invertir US$350 millones en un gasoducto, y el resto lo aportarían los privados con capital propio.

En caso de que gane la opción de hacer ampliaciones, no hará falta una licitación y solo se darán permisos para hacer las obras necesarias a TGN y TGS, las dos transportistas dueñas de los gasoductos. Sin embargo, ambas medidas no son excluyentes y hasta podrían ser complementarias, ya que la construcción del nuevo conducto recién estaría terminado en el invierno de 2021. "Hay que analizar el costo y beneficio, y que no sean redundantes", señalaron en Energía.

El candidato natural a ganar la licitación es Techint, el grupo del empresario Paolo Rocca, que produce los caños, genera el gas y tiene acciones de TGN. Sería además una forma de compensarlo por la quita de subsidios a Tecpetrol, su brazo petrolero. "Techint tiene intereses por todos lados y, por ser nacional, suma puntos. Pero el proyecto lo ganará el que lo haga más rápido y por menor precio", aclararon.

El tiempo de consulta al que se convocó finaliza el 8 de abril. El Gobierno tardaría entre 15 a 20 días en analizar los resultados y luego se realizaría la licitación bajo la ley de gas, que permite tener un régimen tarifario particular, que puede estar en dólares, y realizar subastas. La expectativa oficial es tener el gasoducto adjudicado para agosto.

La segunda consulta a la que convocó hoy el Gobierno es para presentar el programa de reemplazo de importaciones de gas –que se llamará RIG por sus iniciales (como se le dice en el sector al trepano que se emplea para perforar las rocas)–, en donde se busca que la empresa estatal Integración Energética Argentina (Ieasa), ex-Enarsa, lance una subasta para comprar 12 millones de m3/d en los cuatro meses de invierno, desde el 15 de mayo al 15 de septiembre. El precio saldría de un esquema que fija para 2020, el 97,5% del valor del GNL; para 2021, el 95%; en 2022, el 92,5%, y en 2023, el 90%.

Cammesa, otra empresa con control estatal, le compra luego el gas a Ieasa, que es actualmente la que adquiere el GNL importado necesario para la generación de electricidad. El volumen tendrá prioridad de despacho y se transportará por el nuevo gasoducto.

Fuente: Archivo

"La nueva resolución incluirá a todo el gas de la cuenca neuquina, incluso los volúmenes que quedaron afuera de la resolución 46. Para obtener el beneficio, las empresas deberán renunciar a cualquier reclamo judicial anterior", indicaron en el Gobierno, en referencia al recurso contra el Estado que presentó Techint el mes pasado.

Un tercer proyecto para más adelante –y que complementa al programa RIG ya que se aplicaría en los otros ocho meses que no abarcan el invierno– es afianzar las exportaciones a Chile. Para ello será necesario que los permisos dejen de ser en condición interrumpibles para pasar a ser firmes, lo que permitiría aumentar el valor de venta de los actuales US$3,5 el millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en el sector) a US$5, según fuentes oficiales.

Al momento, los contratos interrumpibles se utilizan porque todos los años en verano hay en promedio entre 10 y 15 días de mucho calor, donde aumenta la generación de electricidad y para ello es necesario el gas.

"Los permisos firmes para garantizar la exportación de los 12 millones de m3/d, la capacidad actual de los gasoductos a Chile, se daría en principio por los ocho meses. Para ello, es necesario crear un fondo, donde aportarían las empresas, para financiar el mayor costo que tiene aumentar la compra de combustible líquido en esos días de pico de calor", dijeron en el Gobierno.

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