La compañía presentó un proyecto que en 2026, permitirían sustituir millonarias importaciones de LNG y gasoil. “Es la alternativa de obra de ampliación más eficiente en este momento. Argentina a partir del 2026 dejará de erogar U$S700 millones por año en importaciones que podrían ser reemplazados por gas de Neuquén a un costo de U$S200 millones, dijo Oscar Sardi.
Energía20 de junio de 2024
TGS, la compañía de energía controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, presentó al Ministerio de Economía un proyecto de ejecución y financiamiento de obras de ampliación de los sistemas de transporte existentes con una inversión asociada de 700 millones de dólares.
Su principal propósito es disponibilizar volúmenes incrementales significativos de gas natural en el nodo Litoral (14 MMm3/d) en el invierno 2026, para dar confiabilidad al suministro energético y sustituir importaciones de GNL y gasoil, 100 días al año, con gas de Vaca Muerta, además de potenciar los saldos exportables a la región.
El proyecto está basado en el máximo aprovechamiento de la infraestructura de transporte existente, de alta eficiencia en términos de monto invertido por metro cúbico transportado, lo que se traduce en un menor costo para el usuario final, además de los menores plazos constructivos.
Esta iniciativa privada sustituirá durante el período invernal las importaciones de GNL y gasoil, que actualmente compensan el déficit de gas natural que presentan las cuencas del Norte y Sur del país, con precios que oscilan entre U$S 11 y 18 por MM BTU, de 3 a 5 veces superiores a los precios que se comercializan desde la Cuenca Neuquina.
TGS aclaró que el proyecto es complementario y de ninguna manera excluye la posibilidad de avanzar con la construcción del Tramo II del GPNK y/o cualquier otra obra de infraestructura que permita impulsar el desarrollo de Vaca Muerta y la integración energética regional.
El plan está integrado por obras de ampliación en dos sistemas con marcos regulatorios diferenciados. Por un lado, se propone ejecutar una obra en el Tramo Tratayén – Salliqueló del GPNK, bajo la Ley de Hidrocarburos y aplicando el Régimen de Iniciativa Privada (IP), que requiere un proceso de concurso para recibir y adjudicar las ofertas que presenten los interesados en su ejecución. El proyecto podría estar habilitado en el invierno 2026, para lo cual es necesario arribar a la adjudicación antes de noviembre del corriente año.
Las etapas
Por otra parte, el proyecto se complementa con una ampliación en el sistema regulado de tgs, que financiará y ejecutará bajo los términos de su licencia y que permitirá que el gas natural incremental que arriba a Salliqueló por el GPNK acceda al área GBA, para luego ser transferido al sistema de TGN hacia el área del Litoral.
La obra en el GPNK contempla la instalación de tres nuevas Plantas Compresoras con un total de 90.000 HP y una inversión del orden de los U$S 500 MM. La obra en el sistema regulado de tgs abarca la instalación de 20 km de loops de cañería y la instalación de 15.000 HP de compresión en el Gasoducto Neuba II, más otras obras y pruebas para elevar su presión máxima de operación, con una inversión estimada en U$S 200 MM que tgs financiaría, aunque no resulte adjudicada en la ampliación del GPNK.
“Las reservas de Vaca Muerta son equivalentes a más de 120 años de consumo interno”, dijo Oscar Sardi, CEO de tgs, y agregó que “resulta imperioso que Argentina cuente con la infraestructura necesaria que le permita capitalizar estos recursos durante la transición energética”.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, y Luis Fallo, Director Ejecutivo del grupo Sielecki, destacaron que: “Desde 2019, tgs viene invirtiendo más de U$S 700 MM en instalaciones Midstream para acompañar el desarrollo que impulsan los productores de gas en Vaca Muerta. Este proyecto, que agrega otros U$S 700 MM, refuerza la vocación de tgs y sus accionistas de confiar y apostar al crecimiento económico y social del país”. Además, Mariani agregó que “de aprobarse la Ley Bases, el encuadramiento de la inversión privada dentro del RIGI redundará en menores tarifas de transporte de gas para los usuarios”.
Los beneficios en la balanza comercial de Argentina ascenderán a más de U$S 700 MM/año y, en términos de ahorros fiscales, en el orden de U$S 500 MM/año, por la sustitución de estas importaciones a partir de la habilitación del proyecto. Todo ello, sin considerar los réditos por los saldos de gas natural que podrán exportarse a la región en el período estival al disminuir la demanda del mercado interno.
El impacto
El proyecto además reactivará el crecimiento de diversos sectores económico. No es un dato menor citar los impactos positivos en el Upstream, considerando que el desarrollo de 14 MMm3/d de producción incremental de gas natural implicará la perforación y completamiento de aproximadamente 20 pozos en la etapa inicial, con una inversión estimada del orden de U$S 400 MM. Ello sin incluir las inversiones requeridas en el midstream que agregarían más de U$S 450 MM en instalaciones de acondicionamiento del nuevo gas a ser transportado.
“Estamos convencidos que es la alternativa de obra de ampliación más eficiente en este momento. Su gran contribución al suministro y su menor plazo constructivo permitirá a Argentina a partir del 2026 priorizar los recursos propios, dejando de erogar U$S 700 MM por año en importaciones que podrían ser reemplazados por gas de Neuquén a un costo de U$S 200 MM, generando un importante ahorro y garantizando el abastecimiento interno en cada invierno”, dijo Oscar Sardi.
El último informe de Aleph Energy señaló que la petrolera de mayoría estatal concentra 5 de los 10 bloques más productivos de Vaca Muerta. Por primera vez, La Amarga Chica se convirtió en el principal bloque de shale oil del país, superando a Loma Campana, con una suba mensual del 12,3% explicando el 15,4% de la producción no convencional.
El concurso pre-adjudicó la venta del 100% del capital accionario de Alicurá a Edison Inversiones S.A.U. por 162.040.002 dólares; el Chocón a BML Inversora S.A.U. y MSU Energy, por 235.671.294 dólares; Cerros Colorados a Edison Inversiones S.A.U., por 64.174.002 dólares; y Piedra del Águila a Central Puerto S.A, por 245 millones de dólares.
La operadora sacudió el mercado con una propuesta inédita para reservar capacidad de transporte hasta 2078. La tarifa de exportación pactada con TGN asciende a 0,57 dólares por millón de BTU. Con esta operación, Pluspetrol aspira a capturar una porción estructural de la demanda en la zona central de Chile que ronda los 10 millones de m3/dia.
El gobernador Rolando Figueroa mantuvo una reunión de trabajo con directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA, Garantía Capital Ltd., y Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB). El objetivo es poder avanzar en una agenda de trabajo que les permita comprar gas de Vaca Muerta en el futuro. Los empresarios manifestaron que “están trabajando para algo de 30 años”.
El acuerdo entre PAE y UTE tiene como destino la generación térmica del ciclo combinado de dicho país, reemplazando así combustibles más caros y con mayores emisiones. Hasta el momento, PAE ya entregó más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural, previéndose mayores exportaciones durante el verano.
Ernesto López Anadón, presidente del IAPG afirmó que el país “está en carrera para lograr ese objetivo”, aunque será “una tarea compleja y extremadamente demandante”. "Todo lo que hoy se está haciendo solo se justifica como un proyecto puro de exportación". Y advirtió que para sostener este crecimiento será necesario perforar al menos 1.000 pozos por año.
