OIL & GAS

Las claves para impulsar inversiones en almacenaje subterráneo de gas

El borrador de la ley petrolera plantea estímulos para ese tipo de proyectos que permitirán apuntalar la producción de Vaca Muerta. Ya hay cuatro en marcha en el país.

El borrador de la ley promoción a las inversiones en la industria petrolera que impulsa el gobierno nacional plantea estímulos para los proyectos de almacenamiento subterráneo de gas, una opción que permitiría solucionar los problemas de la estacionalidad de la demanda en el país, apalancar el desarrollo de Vaca Muerta, reemplazar importaciones y afianzar las exportaciones en firme a países vecinos.

Se estima que, si se dan las condiciones económicas y de mercado, se podrían desarrollar almacenajes de ese tipo que permitirían aportar unos 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3d) en el mercado interno, un volumen cercano a lo que aporta el barco regasificador de Bahía Blanca en los picos invernales. 

El borrador de la nueva ley establece beneficios para los proyectos de ese tipo que demanden inversiones de al menos 30 millones de dólares en un plazo máximo de tres años

Además, se establece con punto clave que es la posibilidad de otorgar concesiones sobre esos almacenamientos subterráneos por 25 años más una prórroga de 10 años más. Para ello, se añadiría un nuevo artículo a ley de Hidrocarburos 17.319. Se incluiría la posibilidad de otorgar concesiones a una operadora en un área propia, en concesiones petroleras de terceros o en tierras que no  tengan permisionarios. También se podría otorgar a otros actores que tengan la experiencia técnica y capacidad financiera necesaria. El concesionario de explotación tendría la prioridad para solicitar una concesión de almacenamiento dentro de los límites de su título.

Otro punto a destacar que establece el borrador es que la concesión de almacenamiento subterráneo no estará sujeta al pago de regalías. 

Incentivos a la inversión

Este tipo de inversiones contarán con varios incentivos que plantea la ley para proyectos de exploración, producción, industrialización y/o transporte de hidrocarburos y derivados (REPH). Se trata de beneficios como el 50% de la libre disponibilidad de divisas obtenidas en exportaciones; el libre acceso al Mercado Libre de Cambio, por hasta un máximo anual equivalente al 25% del monto bruto de divisas ingresadas para financiar el desarrollo del proyecto; la reducción de no menos del 25% y hasta el 50% de los derechos de exportación aplicables; reducción los impuestos a las ganancias y el IVA así como también de aranceles y otros derechos a la importación.

El almacenamiento subterráneo permite aprovechar yacimientos depletados, sobre todo de gas, y extender la vida útil de sus instalaciones, y que hacer más eficiente y económico el abastecimiento de la demanda.

 

Ese tipo de proyectos generan inversiones y mano de obra en los primeros años, y permiten abastecer demandas regionales o mejorar la eficiencia de los gasoductos troncales, aseguraron los especialistas.

Además posibilitarían abastecer de forma continua a países vecinos, en especial Chile, con gas producido en el verano, lo que significa ingresar divisas al país.

Entre las condiciones para desarrollar esos proyectos, los referentes de las compañías destacaron la necesidad de una normativa específica que regule la actividad; que el gas almacenado tenga prioridad de despacho frente al importado y al uso de combustibles líquidos para la generación de electricidad; y que en el mercado exista un diferencial entre los precios del gas de verano y de invierno.

Por lo general, durante los meses estivales se inyecta el gas en el reservorio y en invierno se extrae para enviarlo a los gasoductos.

Almacenajes en marcha

En Argentina hay algunos proyectos de ese tipo en marcha. Desde hace dos décadas, YPF tiene en operación el almacenamiento subterráneo Diadema, cercanías a la ciudad de Comodoro Rivadavia, Chubut. Se trata del primer proyecto de ese tipo en Latinoamérica. Tiene una capacidad 150 millones de m3, y caudales de inyección y extracción de hasta 1,5 MMm3d.

Toma producción del Gasoducto general San Martín y la inyecta en el gasoducto de Camuzzi que abastece a Comodoro Rivadavia. En invierno brinda casi el 50% del gas que consume la ciudad.

Por otro lado, la compañía nacional tiene en marcha un proyecto más reciente, denominado Cupen, en el yacimiento neuquino de Loma La Lata-Sierra Barrosa, en las primeras fases de inyección y extracción. Tiene una capacidad de diseño de 250 millones de m3 y podrán extraer entre 1.5 y 2,5 MMm3d.

Se toma el gas tanto del Neuba I como de la producción propia del campo y se puede entregar en la cabecera dese mismo ducto como en la del Cordillerano. Se puede abastecer tanto consumos regionales como inyectar al sistema troncal.

YPF, CGC y Tecpetrol tienen proyectos de almacenaje subterráneo de gas con distinto grado de avance.

Cupen ya cuenta con 2 pozos inyectores y 8 monitores, en la primera fase piloto. El almacenamiento se realiza a 550 metros de profundidad, en la formación Rayoso, que tiene buena permeabilidad, espesores continuos y sellos con efectividad comprobada.

El segundo proyecto relacionado a Vaca Muerta que se desarrolla en el Cuenca Neuquina es Aguada de los Indios Sur (ADIS), que inició Tecpetrol en la concesión Agua Salada de la provincia de Río Negro, en un reservorio depletado de la formación Cuyano Inferior, a 3.000 metros de profundidad.

Los estudios realizados arrojaron la posibilidad de inyectar un millón de metros cúbicos diarios en verano y extraer 3 MMm3d en los tres meses de invierno. Se conectará al gasoducto Medanito-Allen, que opera TGS.

El cuarto almacenamiento subterráneo que hoy existe en la Argentina es el de CGC, Sur Río Chico, en Río Gallegos (Santa Cruz). Fue inaugurado el año pasado y puede aportar hasta 2 MMm3d.

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