La cronología de la reversión del Gasoducto Norte: las adendas con Bolivia, licitaciones y fin de obra
Los tiempos para que Vaca Muerta se convierta en el corazón energético de la región. El impulso del shale, el declino de Bolivia y la mirada de Brasil.
El jueves no será un día más en la industria. Significará un nuevo hito para la producción de gas y permitirá dar alivio a las arcas del Banco Central de la República Argentina (BCRA). El 10 de octubre será la inauguración de la reversión del Gasoducto del Norte, una obra que llevará el shale gas al Noroeste argentino.
En total se abastecerán a siete provincias desplazando al suministro boliviano después de casi dos décadas.
Todo comenzó en octubre de 2006 cuando Enarsa e YPFB firmaron un contrato de provisión de gas natural por 21 años. Las entregas de gas se inician con entregas de 77 MMm3/día para subir el volumen de manera progresiva y suministrar 20.7 MMm3/día en 2015; 23,4 MMm3/día en 2016 y a partir de 2021 suministrar su valor máximo de 27.7 MMm3/día.
En ese contexto se diseñó el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), capaz de transportar el volumen máximo de gas establecido con Bolivia.
Una mala señal
Casi nueve años después Bolivia comienza a tener problemas para cumplir con el contrato. YPFB advierte la declinación de la producción de los pozos y el volumen máximo de gas entregado se encuentra entre los 15.6 MMm3/día y los 17.3 MMm3/día por lo que no se llega al valor de estrega establecido en 20.7 MMm3/día.
Entre 2016 y 2019, los problemas se agudizan. YPFB no envía los valores establecidos en el contrato de 2006 y el GNEA comienza a perder sentido con los volúmenes que podían ser suministrados. Todo el transporte de este gas se canalizaba de norte a sur por el gasoducto de TGN.
En 2020, según la Adenda IV del contrato, YPFB suministra 19 MMm3/día de gas en invierno y 11 MMm3/día en verano. La baja de verano permite el ingreso de la producción de Vaca Muerta.
Un año más tarde la situación no cambia. YPFB suministra 14 MMm3/día de gas en invierno y 10 MMm3/día en verano, por lo que surge el concepto Cantidad Diaria Adicional Verano.
En abril de 2022, Argentina y Bolivia firman una declaración conjunta y acuerdan bajar el volumen del contrato a 14 MMm3/día y el cese de derechos y obligaciones antes del año 2025. Implicando el fin del suministro en octubre de 2024. Surge la imperiosa necesidad del gasoducto de reversión norte.
El 30 de diciembre se firma la Adenda VII YPFB/ENARSA, que baja a un volumen de 4 MMm3/día en los últimos meses del 2023, no indica volumen para el 2024 y no hay proyecto de reversión del Gasoducto Norte, asumiendo riesgos de abastecimiento del NOA.
El comienzo de la obra
El 2023 fue un año clave para la reversión del Gasoducto Norte. Bolivia baja sus exportaciones de gas a 8Mm3/día en invierno y a 4MMm3/día en verano.
El Gobierno nacional llama a licitación en agosto y el procedimiento se realiza mediante renglones. Las propuestas presentadas por las empresas se encontraban un 70% encima del presupuesto oficial y el directorio de Enarsa y su administración no toman ninguna decisión al respecto.
Ante el inminente cambio de administración nacional, la compañía no toma decisión en ningún sentido.
El 13 de septiembre se firma la Adenda VIII YPFB/ENARSA que pone fin al suministro firme en julio de 2024 y define un volumen base de 3 MMm3/día a 8 dólares/MMbtu y un volumen adicional de 2 MMm3/día a un precio de 17 dólares/MMbtu. Totalizando 5 MMm3/día máximo de entrega.
El 16 de diciembre se publica el DNU 55/23 que declara la emergencia del sector energético nacional en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de transporte y distribución de gas natural, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024.
El 26 de diciembre se nombra nuevo directorio de Enarsa y se desestima la oferta del reglón 1 por inconveniente, instruyéndose a una nueva licitación. También se realiza la apertura del renglón 2 que corresponde a un tramo de 50 kilómetros del gasoducto de 36 pulgadas de La Carlota - Tío Pujio y apertura del renglón 3 que corresponde a otro tramo de 50 kilómetros del gasoducto.
El camino de la reversión
El 3 de enero resulta adjudicado el renglón 2 a la UTE Techint - Sacde con mejor precio y dentro de parámetros aceptables. Mientras que el 15 de enero se adjudica el renglón 3, resultando nuevamente adjudicada Techint - Sacde.
Se reformula la licitación pública internacional con plazos abreviados, que es requisito de la CAF, separando el antiguo región 1 en las tres partes que la conforman: gasoducto de 36 pulgadas de 22.8 Km (forma parte de la terminación del tramo La Carlota - Tío Pujio); gasoducto loop de 30 pulgadas Tío Pujio Ferreira, y reversión de 4 plantas compresoras. Se convoca nuevamente a licitación.
En abril, la firma BTU fue adjudicada para la construcción del tramo restante de 22.8 kilómetros del gasoducto y así como para los 62 kilómetros del loop Tío Pujio - Ferreira. Por su parte, la construcción de la reversión de las plantas compresoras: Lumbrera, Lavalle, Dean Funes y Ferreyra resulta adjudicada Esuco.
Asimismo, Enarsa establece un acuerdo para prolongar el abastecimiento de YPFB para los meses de agosto y septiembre, instrumentando un call (sin obligación de tomar si no fuese necesario, convirtiéndose en un seguro ante la falta de gas). Este acuerdo, plasmado en Adenda IX, entró en aplicación el 1° de agosto 2024.
La etapa final y la mirada en Brasil
La UTE Techint – Sacde cumplió con los plazos y el ritmo previsto de las obras. Asimismo, BTU superó los desafíos de ingeniería que se le presentaron a lo largo del proyecto. El último hito fue que se habilitó un tramo de 29 kilómetros del loop Tío Pujio-Ferreyra, en la provincia de Córdoba.
Además, se encuentra próximo a ingresar en operaciones el Gasoducto de Integración Federal de 36 pulgadas que une La Carlota con Tío Pujio. A lo largo de dicha extensión ya se finalizaron todos los cruces especiales.
El gasoducto, en esta primera etapa, permitirá reemplazar el suministro de gas de Bolivia en hasta 5 MMm3/día y en una segunda etapa que estará disponible en marzo de 2025 permitirá aumentar la capacidad de transporte en 9 MMm3/día, llevando la reversión total al norte argentino a 19 MMm3/día.
Pero para que Vaca Muerta de un salto de escala y se potencie como proveedora regional de gas, será necesario avanzar en otra obra clave. El objetivo es llegar a Brasil, la economía más grande del Conosur.
Para ello, un paso fundamental será la reversión del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), que conecta Argentina con Bolivia, y la adaptación de su planta compresora, situada en la provincia de Salta. Fue diseñada originalmente para transportar gas desde Bolivia hacia Argentina.
Ahora, debe revertirse el flujo para que el gas de Vaca Muerta llegue a tierras brasileñas aprovechando la capacidad ociosa del país presidido por Luis Arce.
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