Sin gas suficiente en los yacimientos norteños para mantener sus procesos, la operadora de la refinería de Campo Durán, Refinor, importará 240 mil toneladas métricas anuales de GLP para las garrafas que se comercializan en el mercado doméstico argentino a precios cada vez más elevados.
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Sin gas suficiente en los yacimientos norteños para mantener sus procesos, la operadora de la refinería de Campo Durán, Refinor, importará 240 mil toneladas métricas anuales de GLP para las garrafas que se comercializan en el mercado doméstico argentino a precios cada vez más elevados.
La firma del acuerdo con Yacimiento Petrolíferos Fiscales de Bolivia (YPFB) está prevista el viernes 21, en Santa Cruz de la Sierra. El costo anual de los envíos de gases licuables (butano y propano) rondará los 100 millones de dólares. Aún no se confirmó oficialmente la duración del compromiso bilateral.
Según el embajador argentino en La Paz, Normando Álvarez, el acuerdo se cerraría a tres años. El gerente general de Refinor, Fernando Caratti, señaló que las expectativas de la empresa están puestas en un entendimiento a cinco años.
Fuentes informativas del vecino país, en tanto, mantienen la versión inicial de un probable contrato a diez años, por cerca de 1.000 millones de dólares.
La prensa de Bolivia sigue con mucho interés las negociaciones. En Tarija consideran que solo con un acuerdo de tres o de cinco años, como máximo, continuaría en pie el proyecto construcción de la planta petroquímica de Yacuiba. La licitación de ese complejo industrial fue cancelada el mes pasado por el gobierno de Evo Morales y se estima que, ante un nuevo llamado internacional, las obras recién podrían estar terminadas hacia fines de 2021 o comienzos de 2022.
En la agenda del ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Luis Alberto Sánchez, la firma del acuerdo con Refinor está contemplada para el viernes 21, en Santa Cruz de la Sierra. Seis días después, en el marco de un Congreso de Gas y Petróleo que se realizará en esa misma ciudad, YPFB sellaría un contrato similar con la estatal paraguaya Propar para empezar a despachar GLP a ese país con camiones cisterna.
Adecuación de ductos
Los gases licuables llegarán a Campo Durán a través de ductos que Refinor deberá acondicionar con un costo de aproximadamente 10 millones de dólares, según informó la empresa. Caratti estimó que las obras, a ejecutarse en el borde fronterizo de Salvador Mazza (Salta) y Yacuiba (Tarija), insumirán entre nueve meses y un año de trabajos.
Las excedentes de GLP que comprará Refinor son extraídos en la Planta Separadora del Gran Chaco (Yacuiba) del gas natural que importa la empresa nacional de energía (Enarsa), en volúmenes cada vez mayores, para poder cubrir las demandas residenciales e industriales del país.
Los yacimientos argentinos, y sobre todo los de Salta, siguen en declinación tras 15 años de precios congelados en sus pozos, abandono de inversiones, vistas gordas y una creciente dependencia importadora que se prestó a enormes negociados. La Justicia federal tiene abiertas diferentes causas en las que se investigan las compras internacionales de gas.
La planta de Yacuiba
La planta separadora del sur de Bolivia fue inaugurada en 2015, para extraer hasta 2.400 toneladas diarias de GLP con sus sistemas en pleno funcionamiento. Ello ocurrirá cuando los volúmenes de gas natural importados por Argentina alcancen el tope contractual de 27,7 millones de metros cúbicos diarios de gas natural comprometidos en los acuerdos de Enarsa con YPFB.
Por estos días, los despachos desde Tarija hacia Salta oscilan entre los 19 y 20 millones de metros cúbicos diarios. El precio, que se ajusta semestralmente en base a las cotizaciones del barril de petróleo, se ubica este invierno en 4,94 dólares por millón de BTU. La citada unidad térmica de comercialización internacional equivale a poco menos de 27 metros cúbicos.
La separadora de Yacuiba se construyó para separar el propano, el butano y el etano del flujo exportado hacia la Argentina. El gas natural que sale de los pozos también contienen metano, el fluido que llega a las viviendas, fábricas y estaciones de carga de GNC a través de las redes de distribución del servicio regulado.
El butano y el propano, agrupados en lo que se conoce genéricamente como gas licuado de petróleo (GLP), son los que se envasan en las garrafas y cilindros. El etano, a su vez, permite producir una amplia gama de insumos industriales mediante procesos petroquímicos.
El plan originario del gobierno de Evo Morales apuntaba a usar el butano y el propano en la planta de polipropileno que quedó sin licitación en Yacuiba y a aprovechar el etano en otro complejo petroquímico que se anunció en 2014 pero que aún no existe ni los papeles.
Sin esas plantas, el etano se reinyecta hoy al flujo de metano que se envía hacia la refinería de Campo Durán, donde Refinor lo extrae nuevamente.
Tras la firma del acuerdo por el GLP, también se inyectará hacia la destilería de Aguaray el butano y el propano que consumen en garrafas miles de hogares argentinos que carecen del servicio de gas natural.
El complejo de Refinor ya los recibía antes de que se construya la Planta Separadora del Gran Chaco, pero ahora deberá adquirirlos al margen de los contratos que Enarsa firmó desde 2005 con YPFB.
YPF explorará un área del vecino país
La estatal argentina buscará gas en Charagua con recursos nacionales.
La estatal argentina YPF cerró con su homóloga boliviana YPFB un acuerdo para explorar un área del vecino país, Charagua, que tiene estimada una reserva de gas de 2,7 billones de pies cúbicos.
La petrolera del Estado argentino, a partir de ese contrato por 40 años, volcará sus recursos en busca del gas que guarda el citado bloque hidrocarburífero del departamento Santa Cruz.
El titular de YPFB, Guillermo Achá, explicó: “Si YPF encuentra gas natural en Charagua, la inversión ascendería a alrededor de 1.177 millones de dólares”.
YPFB y YPF formarían una sociedad en la que la empresa boliviana tendría un 51% y la argentina, un 49%.
Según previsiones técnicas, Charagua podría producir hasta 10,2 millones de metros cúbicos diarios, con los que el Estado boliviano obtendría una renta de 12.368 millones de dólares a lo largo de la vigencia del proyecto.
El acuerdo, más allá de las consideraciones que puedan hacerse a su favor en su contra, es otra mala señal para el norte salteño, que ve sus yacimientos marchar hacia un inexorable cierre por falta de exploraciones.
En marzo, el Gobierno nacional tomó la decisión de subsidiar el precio del recurso no convencional (shale gas) de Vaca Muerta, para estimular las exploraciones en el área neuquina. Esa medida, celebrada en el sur del país, dejaría al norte sin posibilidad de ver inversiones en la formación Los Monos, otro vasto reservorio de recurso convencional (tigh gas) ubicado en la frontera con Bolivia.
La cuenca productora que más se hundió en el país por el rumbo de las políticas energéticas de los últimos 15 años fue la del noroeste, no solo por la madurez y la complejidad geológica de sus yacimientos, sino también por su cercanía con las áreas gasíferas de Bolivia. Con los precios congelados en los pozos salteños, y con Enarsa pagando hasta cinco veces más por el gas importado, las petroleras dejaron de invertir en las áreas de San Martín y reorientaron sus negocios hacia el otro lado de la frontera.
Los criterios aplicados desde 2002 hasta fines de 2015 tuvieron efectos devastadores en la producción gasífera de Salta.
En 2016 se anunció el regreso de YPF, como operadora del área de Desecho Chico. Sin dar aún pasos concretos en ese bloque de Orán, la estatal argentina enfocará sus inversiones en Bolivia.
Así, difícilmente podrá evitarse el cierre de la actividad en el norte.