Un informe del Instituto de Energía de la Universidad Austral sobre las redes de gasoductos, oleoductos y poliductos que se construyeron y se siguen construyendo en nuestro país.
En la Argentina existen tres tipos de ductos: los gasoductos que transportan gas, los oleoductos que transportan petróleo crudo y los poliductos que transportan líquidos. Los oleoductos transportan petróleo crudo con destino a las refinerías o buques tanques; los poliductos, productos de salida de las refinerías. Así lo explica Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral.
A modo de ejemplo, el poliducto de Refinor transporta entre la refinería de Campo Durán y Monte Cristo: gasoil, naftas para uso petroquímico, motonaftas para uso automotor, kerosene, gas licuado, butano y propano. “El transporte de estos productos terminados se realiza simultáneamente uno detrás del otro, sin ningún elemento mecánico que los separe (batch). La habilidad de los operadores, jugando con las variables físicas de estos productos y evitando paradas de los fluidos, permite obtener en destino los productos separados uno de otro con gran precisión, resultando ínfimas las mezclas”, detalla.
Además de los oleoductos troncales, existen en Argentina una enormidad de oleoductos de relativamente corta longitud, que transportan petróleo crudo desde los diferentes yacimientos hasta depósitos, y desde estos hasta los puertos o a los oleoductos troncales. Tanto los oleoductos como los poliductos, además del caño, tienen intercaladas plantas de bombeo, que van aumentando la presión del fluido para forzar su desplazamiento.
¿Cómo surgieron los gasoductos de exportación y cómo están funcionando?
Argentina tiene gasoductos de exportación hacia Chile, Brasil y Uruguay. Los que van hacia Chile son cinco. Gasandes fue construido por el consorcio formado por las empresas Total (Francia), con el 56,5%; AES Gener (Chile): 13%; Metrogas (Chile): 13%; y Compañía General de Combustibles (Argentina), con el 17,5%, para exportar gas de la Cuenca Neuquina a Santiago de Chile. Gasandes conecta el Gasoducto Centro-Oeste de TGN desde La Mora (Mendoza) hasta la frontera en el Paso Maipo, pasando por el City Gate II en el barrio de San Bernardo de Santiago, desde donde sale un ramal de 12” de diámetro y 4 km de largo. El largo total del gasoducto es de 463 km, de los cuales 313 km, con un diámetro de 24”, se encuentran en territorio argentino. Tiene una capacidad actual de 9,5 MMm3/día. La inversión para construirlo fue de USD 325 millones y comenzó a operar en 1997 transportando 0,12 BCM (miles de millones de metros cúbicos/año). En 2004 se llegó a exportar un volumen diario promedio de 7,84 MMm3/d (2,86 BCM) y en 2007 solo se exportaron 2,57 MMm3/d (0,94 BCM) en promedio. En 2009 se exportó solo 0,80 MMm3/d (0,29 BCM). Por otro lado, el Gasoducto del Pacífico, se construyó para exportar gas desde la Cuenca Neuquina hacia Concepción (Chile) y sus alrededores, para la provisión de modestos mercados industriales y sistemas de distribución residenciales. Se inicia en los yacimientos de Loma de la Lata hacia Paso Buta Mallín, en la frontera, y continúa a Recinto (Chile). Hasta este punto tiene una longitud de 352 km y un diámetro de 24”. De Recinto a Mercedes y a Gasco y Petrox son 185 km de longitud y 20” de diámetro. Hay dos ramales, Coronel y Paso Hondo, con una longitud total de 101 km y 12” y 10” de diámetro, respectivamente. La longitud total es de 638 km con una capacidad de 3,5 MMm3/d. La inversión inicial fue de USD 430 millones y comenzó a operar en diciembre de 1999, a cargo de Transcanada (30%), El Paso Energy (10%), Gasco (21,8%), ENAP Chile (20%) y Repsol-YPF (18,2%). Las primeras exportaciones fueron de 0,001 BCM por año. Durante 2004, el volumen exportado solo alcanzó 1,09 MMm3/d (0,40 BCM) y a partir de 2007 se redujo a 0,56 MMm3/d (0,20 BCM). En 2009 se exportaron apenas 0,29 MMm3/d (0,10 BCM). Asimismo, está el Gasoducto de Atacama, las empresas que comprenden este proyecto integrado de gas y electricidad están agrupadas en un holding dependiente de Gas Atacama SA, propiedad de Endesa (Chile) y del fondo de inversiones Southern Cross en partes iguales. Se construyó para exportar gas desde la Cuenca Noroeste hacia dos usinas en Mejillones (norte de Chile). Se inicia en Cornejo (Salta) y comprende 531 km de 20” de diámetro hasta Paso de Jama, en la frontera. Del lado chileno, su extensión es de 411 km hasta alcanzar Mejillones. La inversión inicial fue de USD 450 millones y el inicio de operaciones fue en julio de 1999, cuando se exportaron 0,55 MMm3/d (0,20 BCM). En 2005 se exportaron 2,52 MMm3/d (0,92 BCM), en 2007 solo 0,54 MMm3/d (0,20 BCM) y en 2009 se exportaron 0,59 MMm3/d (0,22 BCM). Continuando, el Gasoducto Norandino, operado por Tractebel (Bélgica) y Southern Electric (Inglaterra), fue diseñado para exportar gas de la Cuenca Noroeste, principalmente a las plantas de generación eléctrica en Tocopilla y Mejillones (norte de Chile): Electroandina y Edelnor. El gas proviene de Campo Durán (Repsol-YPF), a través del gasoducto de TGN, que se conecta con el Norandino en Pichanal. Su longitud total de Pichanal (Argentina) a Crucero (II Región Chilena) es de 1311 km (380 km y 20” en territorio argentino). Desde Crucero se abren dos ramales: a Tocopilla (78 km de 12”) y a Mejillones (153 km de 16”). La capacidad total es de 8 MMm3/d. La inversión inicial fue de USD 400 millones y el comienzo de operaciones fue en noviembre de 1999. El volumen de exportación se incrementó de 0,03 MMm3/d (0,01 BCM) en 1999 a 2,42 MMm3/d (0,88 BCM) en 2005, para reducirse a 0,71 MMm3/d (0,27 BCM) en 2007. En 2009 se exportaron 0,68 MMm3/d (0,25 BCM). Finalmente, el Gasoducto Methanex (o Bandurria) inició sus operaciones en 1996, a cargo de Repsol. Une los campos de la Cuenca Austral de Tierra del Fuego y Magallanes (Argentina) con una planta de metanol de la empresa Methanex, localizada en Cabo Negro (Punta Arenas, Chile). El gas exportado alimenta al segundo tren de producción de metanol. A mediados de 1999 se incorporó un segundo suministro de gas, Punta Dúngenes (Methanex II), para abastecer un tercer tren de producción de la planta de metanol. También en 1999 se puso en marcha una nueva interconexión de gas: el gasoducto El Cóndor – Posesión (Methanex III), operado por Sipetrol. En sus inicios, el Gasoducto Bandurria exportó 0,55 BCM anuales, mientras que en 2003 se exportaron por los tres gasoductos 4,84 MMm3/d (1,77 BCM), llegando a 5,92 MMm3/d (2,16 BCM) en 2006. En junio de 2006 Methanex comenzó a recibir gas de las áreas Carina y Aries del consorcio Total, Wintershall y PAE. En 2007 el volumen exportado volvió a reducirse a 2,15 MMm3/d (0,78 BCM). Desde 2008 no hay exportaciones a través de estos gasoductos.
¿Y hacia Brasil?
Existe uno solo y es el Uruguayana. Conecta la red de transporte argentina en Aldea Brasilera (cerca de Paraná) con Uruguayana en la frontera de Brasil. Tiene una longitud de 440 km y 24” de diámetro. Fue construido y operado por Transportadora de Gas del Mercosur (TGN, Total, Techint y CMS). Abastecido por Repsol-YPF desde la Cuenca Neuquina, presentó un volumen inicial de 2,8 MMm3/d para satisfacer la demanda de una nueva central eléctrica de 620 MW en Uruguayana (AES Uruguayana Emprendimientos). La capacidad de conexión del gasoducto es de 5 MMm3/d, con un proyecto de llegar a 12 MMm3/d si se concretara la conexión Uruguayana – Porto Alegre. Como consecuencia de la crisis de 2002, estas expectativas quedaron postergadas. La exportación se había iniciado en 2001, con un volumen anual de 2,03 MMm3/d (0,741 BCM). Este volumen se redujo a 1,23 MMm3/d (0,45 BCM) en 2004 y a 0,32 MMm3/d (0,12 BCM) en 2007. Desde 2008 prácticamente no hubo exportaciones a Brasil.
¿Y los gasoductos de exportación hacia Uruguay?
El Gasoducto Paysandú comenzó sus operaciones en 1998 y fue desarrollado por ANCAP (Uruguay), British Gas y Pan American Energy. Solo se utilizó para proveer gas a una planta de ANCAP y a los mercados residencial y comercial en Paysandú. El gasoducto une Colón (Argentina) y Paysandú (Uruguay), con una longitud de 15 km y 10” de diámetro. Históricamente abastecido con gas de la Cuenca Neuquina, las exportaciones comenzaron con 0,02 BCM en 1999, ascendieron hasta 0,10 MMm3/d (0,04 BCM) en 2003 y se redujeron a 0,07 MMm3/d (0,03 BCM) en 2007. En 2009 las exportaciones fueron apenas de 0,01 MMm3/d. El Gasoducto Cruz del Sur inició operaciones en diciembre de 2002 del Cruz del Sur, que une Punta Lara (Argentina) con Colonia (Uruguay), cruzando el Río de La Plata. Con una longitud de 93 km (65 km debajo del río) y 24” a 18” de diámetro. Fue desarrollado por el consorcio Gasoducto Cruz del Sur, integrado por British Gas (40%), Pan American Energy (30%), ANCAP (20%) y Wintershall (10%). Se construyó para abastecer el mercado uruguayo hasta Montevideo, con gas de la Cuenca Neuquina y de Tierra del Fuego. En 2007 se exportó un promedio anual de 0,20 MMm3/d (0,07 BCM) y en 2009 0,16 MMm3/d (0,06 BCM).
¿Cuáles son los principales ductos construidos en Argentina?
Los principales ductos son los gasoductos troncales correspondientes a las dos concesiones de Transporte (TGS y TGN). Estos han tenido expansiones en función de los aumentos de la demanda doméstica y de la oferta de producción nacional. Las expansiones de mayor envergadura fueron los correspondientes a los Gasoducto Del Norte, San Martín y Neuba según los fideicomisos 2004 y 2005, que se finalizaron entre 2016 y 2012 para abastecer principalmente a centrales térmicas (con el objeto de disminuir la demanda de combustibles líquidos, también a algunas industrias y residencial para abastecer en general al centro de Argentina desde el Norte, el Sur y, en menor medida, desde Neuquén). La Cuenca Neuquina comenzó a declinar en 2007 y la del Noroeste, en 2010. La primera se recuperó en 2017 por la producción no convencional de Vaca Muerta (VM), dando lugar a la necesidad de expandir el abastecimiento desde allí hacia la zona centro del país (San Nicolás/San Jerónimo). También es importante el Gasoducto Cordillerano Patagónico, dividido en la sección norte del sistema (Gasoducto Cordillerano) operada por TGS y que va de Plaza Huincul (Neuquén) a Esquel (Chubut) y mide 940 km, con una capacidad de 1,3 MMm3/día. La sección sur del sistema (Gasoducto Patagónico) que va de Esquel a Comodoro Rivadavia. El operador es Camuzzi Gas del Sur, tiene una extensión de 600 km y una capacidad de 1 MMm3/día. En 2014 se anunció una ampliación debido al crecimiento sostenido de la demanda de gas natural y a la insuficiente capacidad del gasoducto actual. Se esperaba que el proyecto costara $100 millones y tendría un plazo de ejecución de 18 meses. Pero recién en junio de 2017, el Ministerio de Energía argentino adjudicó los contratos de construcción con mayores costos y en enero de 2019 se inauguró la primera etapa de la ampliación del gasoducto.
¿Cuáles son los ductos que se encuentran en construcción?
El Gasoducto Néstor Kirchner (GNK), obra que surge por el crecimiento de la producción de VM y el alarmante pronóstico de importantes desembolsos en importación de gas que se proyectaban para el invierno de 2022. El proyecto terminó reemplazando a otro que no se concretó porque el Gobierno no adjudicó la licitación. Se trataba del del Gasoducto Tratayén-Salliqueló-San Nicolás del 2019. La primera etapa del GNK comprende la construcción de un ducto entre Tratayén, en Neuquén, y Salliqueló, en Buenos Aires (558 km). También incluye proyectos auxiliares, como la construcción del ducto Mercedes-Cardales (73 km) en Buenos Aires. Estas obras unirían los sistemas de gas del norte y sur de Argentina. La segunda etapa incluiría el tendido del gasoducto entre Salliqueló y San Jerónimo, en Santa Fe (484 km), además de trabajos de reversión de flujo en el Gasoducto Norte y trabajos de conexión y compresión, incluido el sistema GNEA, que está parcialmente terminado. La primera fase de la primera etapa incrementaría la capacidad en 11 MMm3/d para, posteriormente, en la segunda fase, con la incorporación de compresoras, alcanzar los 24 MMm3/d. La capacidad total de transporte, tomando en cuenta ambas etapas, alcanzaría 40 Mm3/d. Estas etapas y los proyectos auxiliares demandarán una inversión de USD 3470 millones, según una presentación de la Secretaría de Energía. El mayor proyecto auxiliar es la ampliación del ducto Centro Oeste, con un precio de referencia de USD 160 millones. Los trabajos de la primera fase de la primera etapa comenzaron en septiembre de 2022 y se espera, según ENARSA (Energía Argentina), inaugurarlos en junio de este año.
AVANCES EN OBRAS Y PROYECTOS
¿Qué mejoras provocará la reciente inauguración del oleoducto Sierras Blancas- Allen?
El oleoducto Sierras Blancas-Allen de Shell, Pan American Energy (PAE) y Pluspetrol se habilitó a fines de 2022 formalmente y se inauguró en febrero de 2023. Permite conectar la producción de crudo de VM con el oleoducto troncal de Oldelval y su proyecto Duplicar, y potenciar las vías de exportación de la cuenca (Oldelval – ASA). Esto implica ampliar la capacidad de evacuación de petróleo producido en VM hasta los centros de procesamiento (refinerías) y de exportación de crudo. La nueva instalación llegará desde Sierras Blancas, en San Patricio de Chañar (Añelo) hasta Allen (Río Negro) y podrá transportar 120.000 barriles de petróleo diariamente. El ducto mide 105 km y extenderá la red ya instalada, además de llevar el crudo a refinerías en Buenos Aires.
¿Qué implica el proyecto Duplicar de Oldelval (Oleoductos del Valle) que prevé la construcción de 455 km de caños con una inversión de USD 750 millones?
El proyecto Duplicar permitirá ampliar la capacidad de transporte de hidrocarburos, de 36.000 a 72.000 m³, por día de hidrocarburos líquidos, que son equivalentes a 452.800 barriles de petróleo por día. Para ello, construirán 525 km de nuevos ductos y se repotenciarán 4 estaciones de bombeo. También se tenderán 455 km de ducto de 24” en diferentes tramos del oleoducto entre Estación de Bombeo Allen y Salitral. Además, se realizará un cambio de traza y reemplazo de tramo de oleoducto de 30”, de 70 km entre Salitral y Puerto Rosales. Finalmente, se repotenciarán 4 estaciones de bombeo y se construirán 2 tanques de 20.000 m³. El plazo estimado de la obra es de 22 meses, con una inversión de USD 750 millones y se espera terminar en abril de 2025. Las obras permitirán incrementar la exportación de petróleo del país entre 180.000 y 250.000 barriles/día. En síntesis, implica duplicar la capacidad de transporte de Oldelval y aumentar fuertemente las exportaciones de crudo que se duplicará y se movilizará para refinación, pero, principalmente, para exportación.
¿En qué etapa se encuentra la reactivación del Oleoducto Trasandino que unirá Otasa (Río Negro) con Chile?
Teniendo en cuenta que durante 17 años dejó de fluir petróleo por este oleoducto, el reacondicionamiento se está dificultando sobre todo del lado chileno y se ve difícil que pueda empezar a funcionar a mediados de este año, como se preveía. Es que si bien se esperaba que en el interior del ducto de 427 km de extensión se hubieran depositado muchos residuos, propios de las operaciones discontinuadas, las herramientas de limpieza se toparon con una cantidad inesperada de suciedad, que continúa siendo removida. Las tareas se están llevando a cabo con un aparato denominado Scraper que remueve la suciedad y está diseñado para aportar información fina sobre la integridad del ducto, para saber si padeció alguna rotura o perdió espesor. Cuando las tareas de limpieza culminen, se reactivará la línea con la que se espera, fluya el petróleo convencional de la zona norte de Neuquén, pero que luego se sume parte del crudo de VM con la puesta en marcha de la obra del oleoducto Vaca Muerta Norte que encara YPF. La reactivación de la línea de exportación contempla una carga mínima, necesaria para garantizar que el petróleo pueda fluir ante las inclemencias de la cordillera de los Andes, de 50.000 barriles por día. Sin embargo, desde las empresas que conforman OTASA (YPF, Chevron y la chilena ENAP), se apuesta a que tras la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Norte, la red a Chile pueda funcionar al máximo de su capacidad de 107.000 barriles por día.
¿Todos estos avances pueden revertir el déficit actual de la balanza comercial energética?
La evolución de la Balanza Comercial Energética Argentina muestra la imperiosa necesidad de encarar los proyectos de infraestructura logística para movilizar los hidrocarburos tanto de VM como también el off-shore del sur argentino. En lo inmediato, la finalización del GNK en todas sus expansiones (40 MMm3(d), la reversión del gasoducto norte (ambos para reducir importaciones de gas y líquidos para centrales térmicas), el proyecto Duplicar Oldelval y poner en valor el oleoducto Trasandino (ambos para aumentar las exportaciones de crudo), permitirán mejorar nuestra balanza comercial energética.
