YPF, Tecpetrol y CGC avanzan en el stock subterráneo para independizar la producción de la estacionalidad de la demanda. Inversiones actuales y planes a futuro.
La industria hidrocarburífera argentina está decidida a avanzar en la construcción de sistemas de almacenamiento subterráneo de gas. Poco a poco se va convirtiendo en una de las máximas prioridades a la hora de definir inversiones y ya hay tres nuevos proyectos en ejecución.
Además de Diadema -que está en operación en los alrededores de Comodoro Rivadavia desde el 2001-, en poco tiempo YPF tendrá otro centro de almacenaje a 70 kilómetros de la ciudad de Neuquén.
Se trata del proyecto Cupem, el cual cumplió la primera fase de inyección y extracción para validar y confirmar su factibilidad. Al igual que Diadema, consiste en un reservorio somero con presiones de entre 10 y 30 kg que está situado muy cerca de un yacimiento gasífero en producción para poder abastecerse a menor costo. Está previsto que pueda almacenar unos 250 millones de metros cúbicos para poder entregar unos 2,5 millones m3/día durante el invierno.
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Por su parte, a principios de año, CGC empezó la construcción de la planta piloto en Sur Río Chico y ya está inyectando gas en este campo que supo explotarse como yacimiento durante la década de los noventa. Ubicado 20 kilómetros al sur de Río Gallegos, tiene previsto avanzar con un desarrollo mayor que le permita conectarse al gasoducto San Martín y entregar alrededor de 1 millón de metros cúbicos diarios.
La última iniciativa está a cargo de Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint que supo desarrollar el yacimiento estrella de Fortín de Piedra con tanta fuerza, que encontró un limitante en la capacidad de evacuación vía gasoductos. Es por eso que un centro de almacenaje in situ tendría un valor estratégico para la compañía.
No casualmente el proyecto Aguada Salada está ubicado en la Provincia de Río Negro, casi sobre la frontera con Neuquén y al lado de uno de los yacimientos más importantes de la empresa de Paolo Rocca.
“El año pasado se perforó el pozo Adis-21 y a partir de eso se realizó un modelo geológico que determinó la estimación de los parámetros del almacenamiento. Nos dio que la capacidad de gas útil está en el orden de 260 millones de m3 y un deliverability de 3 millones de m3/día de extracción en invierno”, explicó María Pía Rondina en un Webinar organizado este viernes por MEGSA.
Los próximos pasos en almacenamiento
El evento contó con representantes de las tres empresas que además de dar precisiones de las inversiones en proceso, explicaron la importancia de este camino y los posibles pasos a futuro. “En YPF hay bases de estudio en fase de pre factibilidad técnica. Se están buscando estructuras y áreas en la cuenca Austral y Golfo San Jorge para aprovechar campos depletados de gas”, anticipó María Victoria David, quien además mencionó la posibilidad de almacenamiento en acuíferos en las provincias de Córdoba y San Luis.
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Como explicó EOL, esta práctica resulta fundamental para estabilizar la oferta más allá de las variaciones estacionales de la temperatura que condicionan la demanda y generan una gran diferencia entre el consumo de invierno y verano.
Justamente esta brecha es lo que obliga a tener un pico de importación en los meses de más frío, que el almacenamiento podría reducir al stockear parte del gas sobrante en verano. Si bien la operatoria encarece los costos -ya que además de la inversión de construir el campo de almacenaje hay que agregar el costo de inyectar y extraer el gas- los especialistas aseguran que sigue siendo más barato que el fluido proveniente de Bolivia que promedia los 6 dólares el millón de BTU.
“Las importaciones del buque de Bahía Blanca se podrían reemplazar por gas almacenado. Hay un declino del gas del Golfo San Jorge que genera una capacidad ociosa de transporte en el gasoducto San Martín de 14,5 millones de m3/día que podría ser aprovechada para inyectar gas almacenado. Además, este gas podría abastecer los consumos zonales alrededor de los gasoductos y liberar otros 10 millones de m3/día de capacidad de transporte. Finalmente, si uno quisiera exportar en firme a Chile necesitaría gasoductos llenos. El almacenamiento podría traccionar eso para mantener la exportación de 11,3 millones m3/día durante todo el año”, detalló Pedro Locreille, Gerente de Operaciones de YPF.
