Tras diez años con registros en picada, la producción gasífera de Salta está hundida y no se vislumbran en el horizonte cercano hallazgos genuinos que puedan frenar la caída. Con los yacimientos convencionales de San Martín agonizantes, tanto por su madurez productiva como por los rumbos que tomó la política energética del país desde 2002, las expectativas están puestas en el gas no convencional que guarda la formación Los Monos en el norte salteño. Estudios preliminares le asignan a la franja fronteriza con Bolivia cuantiosas reservas, pero están entrampadas en arenas compactas a grandes profundidades, lo que dificulta y encarece su explotación.
En Vaca Muerta, extenso reservorio de la Cuenca Neuquina, el recurso se encuentra a profundidades dos y hasta tres veces menores, lo que marca sensibles diferencias en las inversiones. Por esa razón, el ojo del sector público y de las grandes petroleras está puesto desde fines de 2011 en el "shale gas" del sur del país, hacia donde reorientó sus intereses Pluspetrol, la operadora del languideciente yacimiento Ramos, en la gradual retirada que inició hace 5 años en Cnel. Cornejo, General Mosconi y Tartagal.
Ramos y las otras dos áreas gasíferas de San Martín que concentran la producción de la Cuenca Noroeste, Acambuco y Aguarage entregan apenas 7,3 millones de metros cúbicos diarios, según registros a junio último del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).
El volumen global aportado por los gigantes que agonizan en el norte representa poco más de una tercera parte de los 20,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural que entregaban a la refinería de Campo Durán en 2005.
Desde 2009, Salta bajó del segundo al quinto lugar entre las provincias productoras, detrás de Neuquén, Santa Cruz y Tierra del Fuego, y está a un paso de ceder otra posición con Mendoza y de perderse en el grupo "otras" con Formosa, Jujuy, Río Negro y La Pampa.
En poco tiempo, si no se revierte el declive de los yacimientos del departamento San Martín, la refinería que opera la empresa Refinor en Aguaray no tendrá gas suficiente para mantener operativos sus sistemas de tratamiento.
El complejo de Campo Durán depende fundamentalmente de los 14 millones de metros cúbicos de gas "húmedo" que ingresan diariamente desde Bolivia, pero la Planta Separadora del Gran Chaco, inaugurada el año pasado en Yacuiba, empezó a extraer gradualmente del flujo de exportación a Argentina los gases licuables (butano, propano) y cuando opere a pleno solo entrará por Salta gas "seco" (metano). Con la separadora de Tarija funcionando a medias, la refinería de Aguaray sacó de servicio parte de sus sistemas de procesamiento y entró en una senda de despidos encubiertos y conflictos con sus trabajadores.
De este crítico escenario empezó a dar cuenta El Tribuno hace cuatro años, cuando la Planta Separadora del Gran Chaco era todavía un proyecto que impulsaban las dueñas del gas tarijeño: Repsol y Petrobras. Tras la nacionalización de YPF, en 2012, Repsol concentró sus negocios en los yacimientos del sur de Bolivia, con los que hizo grandes diferencias despachando gas a la Argentina. Con los precios congelados desde 2002 en los pozos de Salta y otras provincias productoras, la compañía española facturó valores cuatro veces más altos por los envíos de gas desde Margarita (Tarija) a Campo Durán.
Petrobras, controlante de Refinor, siguió el mismo derrotero. En Tarija, la brasileña está asociada en tres de los megayacimientos que alimentan a la Planta Separadora del Gran Chaco. Su retiro de Campo Durán, anticipado por este diario en 2014, fue otra señal de la noche que se veía venir para la refinería de Aguaray. En septiembre de 2015, trabajadores del complejo empezaron a recibir telegramas de licencias obligatorias. A comienzos de este año, la empresa oficializó un plan de reducción de personal con retiros voluntarios.

El petróleo se obtiene del gas

En la Cuenca Noroeste, el 90% del crudo se obtiene como condensado de los yacimientos gasíferos. Prácticamente todos, por su madurez, vienen siendo asistidos con compresión para evitar caídas mayores en la producción. Esa asistencia, sin embargo, produce una importante disminución del volumen de líquido aportado.
Por esa razón, la producción de petróleo ha caído proporcionalmente mucho más que la de gas en Salta.

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