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Los hidrocarburos y el bioetanol tienen todos los números en rojo

Tras veinte años de desaciertos y traiciones en la política energética nacional, la actividad gasífera de Salta está hundida. Y por si fuera poco, la producción de bioetanol, que se supone promocionada por una ley nacional desde 2006, sufre una manipulación de precios que castiga a otro pilar del empleo en la región con onerosas consecuencias.

Por el lobby petrolero, la desbocada inflación y decisiones administrativas incongruentes, la Cuenca Hidrocarburífera del NOA y el complejo sucroalcoholero de Salta, Jujuy y Tucumán se muestran hoy como patios traseros de un modelo de desarrollo fraccionado y dispar que acentúa las asimetrías regionales.

9 licitaciones de áreas petroleras de Salta, que lanzó el gobierno provincial en 2018, fueron declaradas desiertas el pasado viernes por falta de inversores interesados. 

Ante el crítico escenario energético de la región, que tiene a más de un gremio norteño en las puertas de medidas de fuerza, El Tribuno actualizó con diferentes fuentes la radiografía de la industria del gas, el petróleo y los biocombustibles.

Ni sombras

En el último año, los registros de los yacimientos norteños declinaron otro 12,3% y la producción gasífera de Salta cayó al piso más bajo que se recuerde desde 1960, cuando se inauguró el gasoducto Campo Durán-Buenos Aires con una capacidad de transporte originaria de 7 millones de metros cúbicos diarios (m3/día).

Según datos del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), actualizados hasta el primer trimestre de 2019, los pozos de Acambuco, Ramos y Aguaragüe entregaron en marzo último apenas 5 millones de metros cúbicos diarios.

Acambuco, el bloque que opera Pan American Energy en el municipio de Aguaray, aportó 2.346.000 m3/día. Aguaragüe, área que opera Tecpetrol y que también incluye al yacimiento San Antonio Sur al norte de Tartagal, inyectó 1.456.000 m3/día. Ramos, el gigante gasífero de Pluspetrol que hoy se acerca al cierre en Coronel Cornejo, entregó solo 1.207.000 m3/día.

En marzo de 2018, las mismas áreas habían sumado una producción conjunta de 5.707.000 m3/día.

Desde 2005, cuando Salta aparecía afirmada como segunda productora nacional detrás de Neuquén, con 20 millones de m3/día, la producción gasífera de la provincia entró en picada, mientras las importaciones de gas natural de Bolivia empezaron a crecer en sentido inverso.

Hoy, de los tres yacimientos de San Martín que resumen la producción gasífera de la Cuenca Noroeste no quedan ni sombras.

Refinería en aprietos

La refinería de Campo Durán, que desde 1962 fue el corazón de la industria del gas y el petróleo del norte argentino, sufre las consecuencias del derrumbe productivo de los yacimientos de San Martín y la baja riqueza del gas que ingresa desde Bolivia.

Refinor, la operadora del complejo de Aguaray, aclaró la situación en una carta dirigida recientemente a sus accionistas: “El ejercicio económico cerrado al 31 de diciembre de 2018 finalizó con una pérdida neta de $563 millones”, remarcó el directorio de la empresa en el informe que firmó el pasado 22 de mayo.

Las acciones de Refinor están repartidas entre YPF (60%), Pampa Energía (28,5%) y Pluspetrol (21,5%). En condiciones normales, el complejo puede procesar hasta 20,3 millones de metros cúbicos de gas natural por día en sus dos plantas turboexpansoras. Hasta hace algunos años, el gas rico del que se separaban el metano (el fluido que llega a los hogares, usinas e industrias por redes) y los gases licuables (el butano y el propano que se envasan en garrafas, cilindros y tanques de mayor capacidad) era aportado íntegramente por los yacimientos norteño. A medida en que la producción salteña fue cayendo, la refinería dependió cada vez más del gas importado desde Bolivia en volúmenes crecientes. En 2015 hubo un punto de quiebre, cuando el vecino país habilitó la Planta Separadora del Gran Chaco y empezaron a extraerse, en Tarija, los gases licuables de los flujos despachados a Argentina.

De aquel drástico giro, que afectó las operaciones de la refinería, El Tribuno empezó a dar cuentas en 2013, pero funcionarios nacionales y provinciales se empeñaron más en desmentir los informes periodísticos que en apurar medidas para frenar el inexorable derrumbe de los yacimientos gasíferos de San Martín.

Con éstos también se hundió la producción petrolero. Lejos de lo que suele creerse, la mayor parte del crudo con el que se obtienen los combustibles líquidos, no proviene de pozos petroleros, sino del condensado que sale de los pozo de gas.

Por esa razón, y por un efecto provocado por las asistencias que se aplicaron para atenuar el decline de los maduros yacimientos norteños, la producción salteña de petróleo cayó en niveles incluso más ostensibles que la del gas.

La refinería de Campo Durán tiene capacidad para procesar 25.800 barriles de crudo y condensado por día, pero su unidad de topping tampoco cuenta con volúmenes suficientes en los yacimientos de San Martín, por lo Refinor debe recurrir a compras externas.

Con todas las dificultades, durante 2018 la refinería del norte produjo 512 mil metros cúbicos de combustibles líquidos y 199 mil toneladas de gas licuado de petróleo (GLP).

 

Es en este último rubro donde Refinor acumuló la mayor pérdida neta del pasado ejercicio.

Ramos, el gigante gasífero que agoniza en el norte.

Gas pobre

En la carta dirigida a sus accionistas, la empresa señaló que “por el ingreso de gas de Bolivia con baja riqueza (debido a su separación en Tarija) disminuyó significativamente la producción de GLP”.
Por esa razón, se incrementaron sensiblemente los costos unitarios de producción de la refinería. La situación se complicó aún más con la reducción del volumen de ingreso de gas boliviano que Ieasa (la empresa nacional de energía que reemplazó a Enarsa) acordó con YPFB, mediante una adenda al contrato de importación firmado durante la gestión kirchnerista.

Derrumbe productivo

A su vez, el derrumbe de las producciones de gas y crudo provenientes de los yacimientos de la Cuenca Noroeste repercutió en la disponibilidad de las materias primas necesarias para la producción y comercialización de combustibles líquidos.
El programa “Hogares con garrafa”, con el cual el gobierno nacional fija los precios de venta del GLP con destino a hogares de bajos recursos, amplió los cuentas en rojo: “Los precios están muy por debajo del valor del mercado y generan pérdidas importantes para Refinor”, remarcó la firma que, solo en refinería de Aguaray, tiene cerca de 500 empleados de la zona.
Directivos de la empresa insisten ante el gobierno nacional para que discontinúe el programa “Hogares con garrafa” o disminuya los volúmenes de GLP que está obligada a entregar a un precio que no cubre los costos de producción. En este punto, Refinor hizo reservas para iniciar acciones judiciales resarcitorias contra el Estado nacional.
Por otra parte, gestiona un acuerdo comercial con YPFB. El entendimiento generó resistencias tanto en el vecino país, como en el gremio petrolero, que tiene un paro en suspenso por recomposiciones salariales pendientes, la falta de inversiones en los yacimientos de San Martín y la aún no definida alianza de YPFB con Refinor. 
 

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