En el próximo invierno usinas, agroindustrias, fábricas y estaciones de GNC dependerán del gas de Vaca Muerta. En Energía esperan que las obras de reversión del Gasoducto Norte estén finalizadas en mayo.

Parte de las instalaciones de YPFB desde las cuales Bolivia despacha gas de Tarija hacia Campo Durán.

En el tramo final de un invierno que transcurre con temperaturas benévolas y sin sobresaltos en las demandas de gas, pocas dudas quedan de que usinas, agroindustrias, fábricas y estaciones de GNC de Salta y provincias vecinas dependerán del gas que llegue de Vaca Muerta para no volver a caer en cortes y restricciones.

Con los yacimientos gasíferos del norte salteño hundidos y los bloques tarijeños en caída libre, la licitación de las obras reversales, que lanzó el pasado viernes el ministro de Economía de la Nación, Sergio Massa, ya corre con los tiempos en contra. Días atrás la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, reconoció que son obras que usualmente demandarían entre 12 y 16 meses, pero se manifestó confiada en que puedan finalizarse en ocho meses, repitiendo la experiencia del primer tramo del gasoducto Néstor Kirchner, que se construyó desde Tratayén (Neuquén) hasta Salliqueló (Buenos Aires) en solo diez meses.

La funcionaria salteña señaló que, en base al cronograma previsto, se espera tenerlas finalizadas en mayo de 2024. Para la región será crucial que las obras reversales se concreten en el menor tiempo posible, porque el gobierno boliviano acaba de admitir que la producción de gas de Tarija, tal como sucedió con la de los yacimientos del departamento San Martín, sigue cayendo, tras varios años sin reposición de reservas.

Según registros que YPFB sinceró esta semana, la producción tarijeña se redujo de 59 millones de metros cúbicos por día en 2014 a 38 millones en la actualidad, de los que 20 millones están comprometidos con Brasil y otros 15 millones cubren los consumos del mercado interno de Bolivia.

Son momentos dramáticos para la economía boliviana, que estuvo fuertemente sostenida en las últimas tres décadas por las ventas de gas natural. «Evidentemente la declinación de gas es fuerte y viene desde el 2014; la producción está bajando, pero nuestro gobierno está trabajando en revertir esta situación», admitió el presidente de la petrolera estatal boliviana, Armin Dorgathen, en declaraciones citadas por Tarija Economía.

El pasado 18 de julio, en una resolución con la que instruyó a Cammesa y Enarsa a apurar un acuerdo para completar el financiamiento de las obras de reversión del Gasoducto Norte, Royón había hecho notar que semanas antes YPFB comunicó formalmente a Enarsa que a partir de 2024 no estarían garantizados los despachos de gas a la Argentina por la declinación de los yacimientos de Tarija.

Royón advirtió, en los considerandos de esa resolución, que «la circunstancia descripta posiciona en condiciones de alto riesgo de desabastecimiento de gas natural y energía eléctrica a los usuarios del centro y norte del país, habida cuenta de que las principales centrales termoeléctrica radicadas en dicha región dependen del gas importado desde el Estado Plurinacional de Bolivia para poder generar y no tienen como alternativa la posibilidad de utilizar combustibles líquidos».

  Una vista de la planta compresora que tiene el Gasoducto Norte en Pichanal. 

Al día siguiente, el ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Franklin Molina, salió al cruce de las afirmaciones de la funcionaria argentina y aseguró que el gas para el norte argentino estaría garantizado. Ahora, el propio presidente de YPFB desmintió al ministro Molina y admitió el derrumbe productivo que el gobierno de Luis Arce trató de disimular hasta donde pudo.

Cuenca hundida

Actualmente los yacimientos de Acambuco, Ramos y Aguaragüe aportan 3,6 millones de metros cúbicos diarios de gas, volumen seis veces menor que los más de 20 millones de metros cúbicos diarios que entregaban a la refinería de Campo Durán hace 15 años. Por los congelamientos de precios dispuestos sobre el gas argentino desde 2002, a las petroleras les resultó mucho más redituable invertir en las áreas de Tarija, cuyo gas Enarsa llegó a pagar hasta cinco veces más caro que el de los pozos de Salta. Hacia 2014 la brecha se achicó, pero la promoción luego dispuesta para el gas de Vaca Muerta terminó siendo un tiro de gracia tanto para la producción salteña como para la de Tarija, porque las inversiones petroleras se reorientaron hacia la Cuenca Neuquina.

f:El Tribuno