El asesor presidencial en el área energética y uno de los principales responsables de la gestión de la Secretaría de Energía, el neuquino Ariel Kogan, habló con el periodista Matías Alonso sobre las proyecciones que tienen para la producción de gas en Vaca Muerta.
En la Argentina se está avanzando en la producción de gas proveniente de los yacimientos de Vaca Muerta. Mediante el uso de tecnología y los aprendizajes que hicieron económicamente viable la extracción de gas y petróleo de formaciones duras, hoy Vaca Muerta es el segundo yacimiento no convencional más importante del mundo. Esto permite soñar con el autoabastecimiento de hidrocarburos, uno de los objetivos que se planteó el Gobierno nacional.
Vaca Muerta ha planteado un reordenamiento de los centros de producción de gas en la Argentina y eso conlleva la necesidad de modificar las redes de gasoductos y generar otras nuevas, como es el caso del gasoducto Néstor Kirchner, que saldrá desde ese yacimiento. Hasta no hace mucho, una parte importante del gas que consumía el país en invierno venía desde Bolivia, pero esa cuenca cada vez produce menos y ahora resulta necesario llevar el gas desde el sur hasta el norte.
Sobre estos y otros proyectos habló Ariel Kogan, quien en el aspecto formal es asesor presidencial en el área de Energía, pero también es la mano derecha del secretario de Energía Darío Martínez y quien gestiona el día a día de esa cartera. Con Martínez comparten una relación de muchos años y ambos fueron candidatos a diputados por el partido Peronismo Solidario en Neuquén.
-La producción de gas de Vaca Muerta está aumentando. ¿Qué hace falta para lograr el autoabastecimiento?
-La producción de gas venía declinando a razón de 8% anual en 2019 y 2020. Esto se debía a la falta de inversión, porque las empresas no tenían horizonte. En ese entonces, el precio del gas estaba en unos 2 dólares el MMm3 (millón de metros cúbicos). Las empresas que producen gas en la Argentina son todas privadas y ese precio no les resultaba un incentivo para hacer todo el proceso que tiene que ver con la explotación y producción de gas, que es perforar, fracturar y luego extraer el gas. Digo fracturar porque la única cuenca del país que hoy por hoy tiene posibilidad cierta de producir es la formación neuquina de Vaca Muerta, que es la formación de gas no convencional, la segunda más importante del mundo en materia de gas. El resto de las cuencas del país están en declinación, tanto en el sur como en el norte, al igual que las de Bolivia. Con la nueva gestión de la Secretaría de Energía se inició el plan Gas.Ar con el Decreto 892/20, para generar certidumbre y precio en el tiempo, y para permitir la libre oferta de volúmenes y precios a través de compulsas y la participación voluntaria de las empresas. El precio promedio pasó a 3,55 el MMm3 y eso hizo que la cuenca empezara a producir en forma frenética porque había que llegar a mayo de 2021, porque el problema como país es el abastecimiento de gas natural en invierno, que nos obliga a importar tanto gas natural licuadro (GNL) como gasoil para las usinas térmicas. Hicimos dos rondas más y fue un éxito desde el punto de vista del volumen que se salió a buscar, porque los caños estaban saturados en pleno invierno. Ahora ya no tenemos más caños para pasar gas argentino hacia el norte del país, este es el cuello de botella que hace que no podamos seguir avanzando en cubrir la demanda interna con gas argentino frente a los combustibles alternativos. Hoy nos falta capacidad de transporte.
-¿Qué se está haciendo al respecto?
-El Gobierno anterior planteó una licitación pero la postergó dos veces y estaba basada en el financiamiento privado con precio libre para el transporte de gas. A nosotros nos pareció que ese esquema sometía desprolijamente al Estado Nacional a subsidiar el precio libre que iba a poner el privado, con lo cual era más razonable pensar en un esquema en el que el Estado tenía que participar con inversión directa. En esta gestión se puso a los equipos técnicos a planificar las obras de transporte de gas con el objeto claro de sustituir todas las importaciones de GNL y, al mismo tiempo, suplantar la importación de gasoil que utilizan nuestras termoeléctricas y reemplazar la declinación de la producción boliviana, que cae a pasos agigantados. Este año, Bolivia nos proveyó 14 MMm3 por día contra 20 del 2020 y 22 del 2019. Otro objetivo es potenciar la capacidad de exportar a los países vecinos, tanto a Chile como a Uruguay y Brasil, con con los que tenemos conexión física, es decir, gasoductos operando. En función de esto se diseñó un esquema de obras que incluye un gasoducto desde Tratayen (Neuquén), que es un nodo de gasoductos en Vaca Muerta, hasta Salliqueló, en el centro de la provincia de Buenos Aires, y desde ahí a San Jerónimo, en el sur de Santa Fe. Salliqueló también es un nodo por donde pasa el gasoducto que viene de Bahía Blanca y el NEUBA II, y San Jerónimo es un nodo de gasoductos en el sur de Santa Fe que recibe el gas del gasoducto Centro Oeste. El gasoducto Néstor Kirchner (que transportará 24 MMm3 por día) es el más importante de todo el complejo pero hay muchas otras obras complementarias como el gasoducto Mercedes-Cardales, que va a unir los gasoductos que vienen del norte con los que vienen del sur del país. También buscamos darle presión a Buenos Aires para proveer de gas tanto a Central Cuatro como a Puerto Nuevo, las dos centrales termoeléctricas que están en el centro de la Ciudad de Buenos Aires, que hoy se abastecen con gasoil. Todo esto forma un paquete de obras de algo menos de 3000 millones de dólares.
La producción de Vaca Muerta Vaca Muerta ha planteado un reordenamiento de los centros de producción de gas en la Argentina y eso conlleva la necesidad de modificar las redes de gasoductos y generar otras nuevas.
-¿Como se financia eso?
-Está dividido en dos etapas, la primera tiene un costo de 1566 millones de dólares que tiene su financiamiento garantizado con fondos públicos, tanto del Presupuesto nacional de este año como lo que está previsto en 2022. Para la segunda etapa, que son algo más de 1200 millones de dólares, está la idea hacer un mix de fondos públicos con el aporte de fondos privados por otro con distintas alternativas.
-¿Que implica la obra para revertir el flujo del Gasoducto Norte?
Implica poder llevar gas del sur al norte del país en lugar de traerlo desde el norte, como se hacía desde su diseño. Se hacen unos loops, que son unos caños paralelos en determinados puntos, y una obra pequeña en las plantas compresoras. Pero lo más importante es hacer estos loops para tomar la decisión de hasta dónde llevar el gas para arriba. Mientras venga gas del norte lo vamos a usar así, pero en algún momento hay que revertirlo y tenemos que ver hasta donde llegará ese gas y cuando irá el gas desde el sur. Son tres etapas que cada una cuesta unos 75 millones de dólares, la última cuesta casi 100. Todo cuesta 250 millones de dólares.
-¿Está relacionado con la merma de producción boliviana?
-Claro, porque es un caño que tiene la posibilidad de transportar 22 MM3 al día, que este año trajo 14 MMm3 y hoy ya está en 10 MMm3. En la medida en que podamos revertir el flujo podremos llevar más gas de Vaca Muerta a todo el país.
-¿Vaca Muerta aumentó mucho la producción también por algunos cambios tecnológicos y aprendizajes?
-Sí, la verdad es que la producción de los yacimientos no convencionales no tiene un manual en la que se pueda hacer lo mismo en todos lados. Hay cosas que son parecidas, se trata de formaciones que, si bien son porosas, no acumulan volumen de gas como para poder sacarlo solamente perforando. En Estados Unidos, la formación por excelencia tiene una profundidad que no llega a los 2000 metros. En la Argentina, en Vaca Muerta, la formación está a unos 3500 a 3700 metros, por lo que primero hay que llegar hasta ahí y después ir hacia los costados. Las formaciones tienen distinta dureza, así que no es lo mismo perforar en Rusia, que también tiene algo de no convencional, que en Neuquén. En cada lugar de la formación hay que aplicar técnicas diferentes y con las mejoras se van bajando los costos también.
-Las obras de transporte son más que nada para traer el gas de Vaca Muerta pero los pozos de yacimientos no convencionales duran pocos años. ¿Cuánto tiempo más va a servir Vaca Muerta?
-Depende con qué técnica han perforado qué pozo y a qué profundidad. Pero es cierto que los pozos hoy cuestan siete veces más que un pozo convencional y a la inversa es el tiempo de producción, declinan mucho más rápido pero eso está calculado en el costo. Las empresas lo saben y justamente la producción no convencional se asemeja más a una factoría que a una extracción tradicional de minerales. Cuando un pozo de no convencional declina ya no se puede hacer recuperación secundaria y terciaria. Lo mismo con el petróleo, no hay nada más. En convencional sí, pero en no convencional las cosas que se están pensando son todavía muy caras así que conviene perforar todo el tiempo.
-¿Cuánto tiempo demandarán las obras para completar estos gasoductos?
-La obra tiene una duración técnica de 18 meses desde el momento en que efectivamente están los caños disponibles, los permisos dados y las máquinas puedan empezar a cavar las zanjas. Lo más probable es que la licitación se haga en forma parcializada, con los caños por un lado y la obra de montaje e ingeniería por otro. No es fácil porque los caños no están disponibles. La fábrica argentina de caños, Tenaris, que es la única que puede hacer esos caños de 36 pulgadas de diámetro, tiene que importar la chapa. El presidente dio instrucciones para que se use lo máximo posible de valor agregado nacional en toda la obra, aunque también habrá que importar algunos otros caños para no retrasarla. La idea es llegar a mayo de 2023 pero es un poco difícil.
-¿Por cuánto tiempo servirá este gasoducto siendo que los pozos declinan tan rápido?
En Vaca Muerta hay 200 años de gas para nuestro consumo, por lo que vamos a compartir gas con los países vecinos. No hay envergadura ni en la demanda chilena ni en la brasileña por el momento para agotar esto.
-La generación de electricidad en Brasil depende mucho de la hidroeléctrica y el cambio climático está generando sequías que complican la generación. ¿Hay interés por Brasil para importar gas argentino?
-Hasta ahora todo esto es una fantasía. Efectivamente, Brasil tiene una matriz energética que depende de la hidroelectricidad y ha tenido problemas muy importantes con la sequía, igual que todo el subcontinenete. Pero Brasil hasta ahora no demostró un interés real en utilizar gas natural argentino, aunque sí han utilizado gas boliviano. Por el norte de Bolivia tienen vinculación pero están importando unos 22 MMm3 por día que nos parece importante pero que es insignificante para Brasil. Con Brasil tenemos un solo gasoducto que está a la altura de Uruguayana, adonde ellos tienen una central térmica que demanda 2 MMm3 al día y ahora están pensando en una ampliación. Esa es la única vinculación que hay, por lo cual Brasil debería construir un gasoducto. Deberían por lo menos duplicar la capacidad con un caño paralelo con loops hasta por lo menos la mitad del trayecto para poder transportar una cantidad importante.
-Pero sí compran energía eléctrica a la Argentina…
-Si, eso es ida y vuelta. Nos venían comprando energía eléctrica pero ahora llovió un poco y lo cortaron. Estuvimos los dos últimos meses con nuestras centrales térmicas funcionando a lo que sea porque el precio es muy conveniente, pero no hay una política de integración entre los dos países ni se aprovechan las ventajas comparativas de un lado y del otro. Con Chile pasa lo mismo, por ahora la Argentina tiene gas natural que es mucho más barato que el que ellos importan. Es cierto que la Argentina no cumplió los contratos durante mucho tiempo pero ahora está cumpliendo y probablemente los días que vienen aumentemos esa capacidad en contratos.
-¿Qué posibilidades hay de exportar GNL?
-YPF tiene un proyecto pero por ahora no cerraba económicamente y por eso no avanzó. Si bien la diferencia de precio es muy alta, hasta ahora los proyectos que nos han traído castigan el precio del gas argentino. Si no pueden pagar el precio que paga el plan Gas.Ar entonces que no se lo lleven. Todavía no apareció un privado que venga y diga que paga por lo menos el precio al que está el plan Gas.Ar y que después exporta y hace el negocio. Estamos abiertos pero por algún motivo no ha aparecido. Hay un motivo de transporte y es que estamos más lejos que los centros de producción de Asia y los países árabes. Hubo una reunión hace poco con una misión china en la que también manifestaron su interés pero piden todo: incentivos fiscales de IVA y Ganancias, aranceles de importación y exportación cero, además de libre disponibilidad de divisas. China necesita cualquier gas, el nuestro también porque su matriz está basada en carbón, pero es tan difícil negociar con ellos como con cualquier potencia occidental.