Entre obras paralizadas y un concurso de acreedores: cómo sigue la reversión del Gasoducto Norte
Hay cuatro plantas compresoras a cargo de Esuco que todavía faltan concluir y que son claves para liberar el cuello de botella.
La obra se anunció en 2022 con bombos y platillos en un acto encabezado por el entonces ministro de Economía, Sergio Massa. Cuatro años después, a pesar de haberse concluido en la mayoría de sus segmentos, la parálisis de un eslabón hace que no pueda aprovecharse en su totalidad.
Se trata de la famosa reversión del Gasoducto Norte, pensada para dejar de depender de Bolivia que ya no podía cumplir con sus compromisos de entrega de gas y empezar a abastecer al NOA con hidrocarburos de Vaca Muerta.
La misión se cumplió a medias. Hoy se transportan unos 15 millones de metros cúbicos diarios por este caño, que podrían convertirse en 19 millones si se completan cuatro plantas compresoras a lo largo de su traza entre Córdoba y Salta: Lavalle, Lumbreras, Dean Funes y Ferreyra.
Complicaciones judiciales
Las mismas tienen un grado de avance que va desde poco más del 20% en el peor de los casos hasta casi el 80% en la planta más avanzada. Sin embargo, la gran preocupación es que se encuentran paralizadas desde hace meses y las perspectivas no son muy promisorias para el futuro.
La contratista Esuco a la que se le había adjudicado su construcción entró en concurso de acreedores por una deuda de Enarsa y caída de ingresos por el fin de la obra pública. Por lo tanto, ahora el proyecto quedó atrapado de un conflicto judicial que no será sencillo de solucionar.
De todos modos, fuentes de la industria explican que, incluso con las plantas funcionando, no se llegaría a una capacidad de 19 millones de metros cúbicos para el NOA por los altos consumos de Córdoba que dejan sin saldos excedentes.
La propuesta de TGN
La clave para elevar los envíos pasa, no solo por la finalización de estos trabajos, sino por la realización de un nuevo gasoducto desde Neuquén hasta La Carlotta (Córdoba), un proyecto que TGN podría presentar en el segundo semestre del año.
La empresa está terminando de definir la traza, pero tendría una capacidad inicial de 15 millones de metros cúbicos, que podrían elevarse según la demanda interesada. Con esos números, ya se podría financiar la obra que costaría más de 2.000 millones de dólares y que tendría clientes asegurados tanto en el NOA, como en Chile, Bolivia y Brasil.
La diversificación de clientes fue clave para no depender tanto de Brasil y mejorar las condiciones financieras del proyecto. Por un lado, sorprendió la demanda argentina entre centrales térmicas y mineras interesadas.
Chile fue otro de los casos que elevaron sus perspectivas de compra, no solo para sustituir generación eléctrica a base de carbón o GNL importado, sino porque cada vez suena más firme la posibilidad de exportar GNL por las terminales regasificadoras chilenas como Quintero, que necesitarían algunas obras de readecuación.
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