Ya hay cuatro almacenajes subterráneos de gas en Argentina

YPF, Tecpetrol y Compañía General de Combustibles (CGC) tienen avanzados cuatro 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.

Maria Pía Rondina, de Tecpetrol, señaló que 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”.

Durante una charla virtual organizada por el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA), los especialistas de las compañías que desarrollan ese tipo de proyectos en el país coincidieron en la necesidad de que tanto la industria como las autoridades regulatorias conozcan sus ventajas técnicas y económicas.

“El almacenamiento subterráneo permite tener una producción continua de los yacimientos, amortiguando los periodos de baja demanda, y se evitan cierres de producción, lo cual no es conveniente para productores y las provincias que dejan de recaudar regalías”, añadió Rondina.

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 permitirían “abastecer de forma continua a países vecinos, en especial Chile, con gas producido en el verano, lo que significa ingresar divisas al país”, explicó la directiva de Tecpetrol.

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 el 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 se extrae para abastecer los picos de demanda de las épocas frías.

14 millones de m3 diarios

El gerente de Operaciones de Gas Natural de YPF, Pedro Locreille, señaló que en 10 años se podrían desarrollar proyectos de almacenamiento subterráneo que inyecten unos 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3d) para el mercado interno, un volumen similar lo que aportaba el barco regasificador de Bahía Blanca en los picos invernales. Se podría atender demandas locales de ciudades como Neuquén, Cipolletti o Comodoro Rivadavia, conectándose con las instalaciones de las distribuidoras, y liberando capacidad de transportes de los ductos troncales.

Indicó que también podrían utilizarse para exportar unos 11,3 MMm3 a Chile en firme.

Mientras que de acá a cuatro años, los proyectos que ya están en marcha aportarán 4 MMm3d.

Locreille aseguró que el gas almacenado puede competir con el gas importado de Bolivia, estimado en torno a los 6 dólares el millón de BTU, yCn el GNL y con los combustibles líquidos si se generan las condiciones de mercado y regulatorias.

Andrés Cremonini, gerente de Almacenamiento de CGC, destacó que ese tipo de proyectos requiere una inversión inicial en la perforación de pozos inyectores y de monitores, algunas instalaciones de superficie y en el llegado del colchón de gas que se genera para presurizar la formación depletada.

Comentó que en otros países donde los almacenamientos ya llevan décadas de desarrollo, “los dueños suelen ser empresas que comercian gas y contratan a compañías del upstream para que los operen”.

En Argentina, los cuatro almacenajes en marcha están en manos de operadoras, y comienzan a encaminarse más proyectos por el desarrollo de Vaca Muerta, la segunda roca con más recursos no convencionales de gas del mundo.

YPF tiene dos almacenajes

YPF es la compañía con más experiencia en ese tipo de negocios. Desde hace 19 años tiene en operación el almacenamiento subterráneo Diadema, cercanías a la ciudad chubutense de Comodoro Rivadavia. 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, YPF tiene en marcha un proyecto más reciente, denominado Cupen, en el yacimiento neuquino de Loma La Lata-Sierra Barrosa, que recién cumplió la primera fase de inyección y extracción. Tiene una capacidad de diseño de 250 millones de m3 y podrán extraer entre 1.5 y 2,5 MMm3d.

Maria Victoria David, jefa de Operaciones de Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural de la compañía, explicó que se genera una “sinergia” por la utilización de las instalaciones existentes y se comparten las plantas de tratamiento y captación que tiene Sierra Barrosa.

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. David señaló que se puede abastecer tanto consumos regionales como inyectar al sistema troncal.

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.

Desde las petroleras destacaron la necesidad de una normativa específica que regule la actividad; que el gas almacenado tenga prioridad de despacho; y que en el mercado exista un diferencial entre los precios del gas de verano y de invierno.

Tecpetrol, en Río Negro

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.

El año pasado la petrolera del grupo Techint perforó un pozo y los estudios indicaron que se inyectará un millón de metros cúbicos diarios en verano y podrá extraer 3 MMm3d en los tres meses de invierno. Se conectará al gasoducto Medanito-Allen, que opera TGS.

CGC avanza en etapa piloto

El cuarto almacenamiento subterráneo que hoy existe en la Argentina es el de CGC, Sur Río Chico, en Río Gallegos (Santa Cruz), que el 20 de enero de este año comenzó a recibir gas. Está en etapa de prueba piloto y la idea es perforar más pozos y conectarlo de forma directa con el Gasoducto General San Martín. Puede aportar hasta 2 MMm3d.

Los especialistas destacaron que lo ideal es que los almacenajes se ubiquen cerca de los grandes centros de consumo. Sin embargo, el relevamiento de la información geológica disponible de zonas no petroleras como la provincia de Buenos Aires arrojado que las estructuras existentes no cumplen con las condiciones técnicas necesarias para guardar gas.

Aunque hay potencial en provincias como Córdoba y San Luis, pese a la poca información disponible y serán necesarias tareas de exploración, según indicaron los especialistas.

De todas formas, la prosperidad del negocio, que tienen riesgos similares al desarrollo e un yacimiento, dependerá de las regulaciones y de los precios del mercado gasífero.

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