Oleoducto Trasandino, una puerta de divisas inmediata para el país: ¿qué falta para que funcione?
En 2023 Neuquén podría estar enviando a Chile unos 50 mil barriles. La cuenta se duplicaría en el corto plazo. El plan, de 14 años, podría ingresar al país US$ 56.000 millones.
El oleoducto trasandino se construyó en dos años y entró en funciones en 1994. Foto: Archivo/Gentileza.
El Oleoducto Trasandino, vestigio de la década de los 90’, volverá a reactivarse después de casi dos décadas de stand by. Los trabajos de revisión y reparación están en marcha y también está garantizado el petróleo para enviar a Chile. El proyecto de reactivación tiene un horizonte de 14 de años de actividad y puede despachar hasta 110.000 barriles diarios. Esta producción anualizada, a valores actuales, promete unos US$4.000 millones que ingresarían al país y sí el ejercicio teórico se extiende hasta el final, la cuenta resulta más que atractiva: US$ 56.000 millones, las deudas del país con el FMI y el Club de Paris sumadas. Pero, ¿qué tan rápido se puede ir con la reactivación?
El principal interesado fue la petrolera estatal chilena Enap que ya en 2019 planteó el interés de reactivar la conexión parada en 2006. Oleoductos Trasandinos Sociedad Anónima (Otasa) es una sociedad integrada por Enap (37%), YPF (35%) y Unocal Argentina -controlada por Chevron- (28%).
Sin embargo, el caño que tiene 427 kilómetros y está casi en mitades iguales en tierras chilenas y argentinas, tienen administraciones separadas: OTA (Argentina) y OTC (Chile).
Semanas atrás las autoridades de Otasa presentaron ante el secretario de Energía, Darío Martínez, un plan de inversiones que va a acompañado de un pedido de extensión de la concesión para operar el caño. Las tres etapas, que contemplan las actuales tareas, las próximas en 2023 con la puesta en marcha del caño y la última que va hasta 2037, tienen una inversión total de US$82 millones.
La actual etapa, a la que se asignaron US$9 millones, fue definida como de diagnóstico, reparación e inspección interna. Enap oficializó, por su parte, que la fecha de inicio de operaciones será el primer trimestre de 2023. Anteriormente había informado que llevaba invertido 13 millones de dólares en el acondicionamiento del caño.
El que tuvo más precisiones fue el gobernador neuquino, Omar Gutiérrez, quien confirmó que el 10 de agosto comenzarán las pruebas hidráulicas e incluso confía que pueda anticiparse la reactivación definitiva a fines de este año.
Qué trabajos se necesitan para reactivar el oleoducto
“Hay que pasar un chancho”, explicó un experto consultado por RÍO NEGRO. En la industria se llama así a la herramienta que recorre los caños con dos objetivos: limpiarlos o inspeccionarlos. Estos últimos son “chanchos inteligentes”, pero su nombre técnico es ILI (por las siglas en ingles Inspección en la Línea).
Su funcionamiento es sencillo, la herramienta con la forma de un tapón es impulsada con un fluido, en este caso agua de los ríos neuquinos, y cada 50 u 80 kilómetros es retirados por unas suertes de trampas, pero mientras tanto informa sobre corrosión, daños, deformaciones y averías que pueda tener el caño.
Una vez revisado y reparado, el resto de la operación del oleoducto es sencilla. No necesita de un gran equipo de operarios para funcionar porque el sistema está computarizado, equipamiento que está previsto modernizarse con el inicio de las operaciones.
¿Hay excedentes de petróleo para exportar?
En junio el país produjo 583.000 barriles por día, de los cuales 267.739 barriles llegaron desde Neuquén, principalmente de Vaca Muerta. Gutiérrez anticipó que las estimaciones que manejan es terminar el 2022 con 308.000 barriles diarios y trepar, si la ampliación del transporte lo permite, a 420.000 barriles en 2023, para finalmente alcanzar unos 700.000 barriles en menos de una década.
El Oleoducto Trasandino necesita una capacidad mínima para operar de entre 5.000 y 8.000 metros cúbicos diarios, es decir, entre 30.000 y 50.000 barriles diarios. La capacidad máxima trepa hasta 18.000 metros cúbicos, unos 110.000 barriles lo que significa el 40% de la producción actual o el 25% del proyectado para el año que viene.
Fuentes de la industria aseguran que en el corto tiempo es viable abastecer el caño internacional sin redireccionar la producción que hoy se evacua por otros caños, sin embargo, para hacerlo en firme se necesitan otras obras como el oleoducto Vaca Muerta norte que está a cargo de YPF y que conecta los principales desarrollos, al norte de Añelo, con el Trasandino.
El caño, de unos 150 kilómetros y una inversión de US$250 millones, tendrá una capacidad de transporte de unos 25.000 metros cúbicos, lo que equivale a unos 160.000 barriles de petróleo por día. Aterrizará en Puesto Hernández desde donde parte el Trasandino y también el caño que conecta con la refinería de Luján de Cuyo, que la petrolera nacional tiene en Mendoza.
La tentación exportadora de Vaca Muerta
Según los datos de mayo, los últimos disponibles, Neuquén aumentó un 300% sus exportaciones de petróleo. Fueron 1.270.000 de barriles en el mes, algo así como 40.000 barriles diarios a un precio de 105 dólares por unidad. El volumen representa la producción mínima que necesita el Oleoducto Trasandino para funcionar.
La punta chilena del caño termina en la refinería que Enap tiene en Bío Bío y además conecta con el Puerto de San Vicente. Las estimaciones de la petrolera chilena es que con el caño, que llega cruzando Los Andes, podrían abastecer el 30% de sus necesidades en la refinería donde tienen tanques de 150.000 metros cúbicos de capacidad de almacenaje, es decir, poco menos de 10 días de bombeo del caño.
Argentina retomó la senda exportadora con la pandemia, cuando las medidas de restricción comenzaron a dejar cuantiosos saldos. Tras la reactivación y el crecimiento de los precios -sumado a los efectos de la invasión de Rusia- el negocio siguió creciendo. El mercado proyecta que los buenos precios se sostendrán por años.
Sin embargo, la historia recuerda que el caño trasandino, construido por la YPF estatal, pero administrado por Repsol-YPF, fue parte del plan de aceleración de explotación de los recursos que no tuvo como contraparte inversiones en nuevas exploraciones. Fue así que cuando llegó el declino de los principales yacimientos, la falta de hidrocarburos llevó al país de coquetear con ser exportador neto a un importador neto, condición que aún hoy se mantiene.
Datos
- 427
- kilómetros, alturas de hasta 1.900 metros sobre el nivel del mar y bajas temperaturas, son parte de la complejidad que debe sortear el Trasandino.
Qué significa 110.000 barriles diarios
Para tener dimensión de lo que significan 110.000 barriles diarios para el país van un par de anotaciones:
– El 20% de la producción regular del país.
– Actualmente es un tercio de la producción total del crudo en Neuquén.
– Representa más de cuatro veces la capacidad de la refinería de YPF en Plaza Huincul.
– Es el mismo volumen que necesita la refinería de Raizen (Shell) en Dock Sud o un 20% más de la de PAE en Campana.
– Y la mitad del petróleo que usa la refinería de YFP en La Plata, una de los mas grandes de Amércia Latina.
Un cotrato que Argentina cumplió con Chile
El 1 de enero de 2006 la guardia de la planta de Oleoducto Trasandino S.A. (Otasa), en el yacimiento Puesto Hernández, en Rincón De Los Sauces, bajó la palanca y así finalizó más de una década de envíos de petróleo neuquino a Chile. Seguramente fue una parte de los 20 operarios que quedaba en funciones, supieron ser 40, que luego de ese punto de inflexión solo quedaron con tareas cada vez menores de mantenimiento.
El ducto, de 427 kilómetros, se hizo en un acuerdo entre los presidente de YPF, José Alberto Pepe, y el de la petrolera chilena Enap, Juan Pedrals, como retrató aquella icónica foto de 1992. En solo dos años la compleja obra de ingeniería estaba lista y bombeando crudo.
El contrato, por 10 años, se cumplió sin interrupciones llegando a enviar hasta 18.000 metros cúbicos diarios, casi 113.000 barriles, hasta la refinería de Enap en Concepción, que llegó a representar la mitad del petróleo que necesitaban los vecinos chilenos.
El contrato binacional no solo se cumplió sino que tuvo una prórroga hasta el 31 de diciembre de 2005, que fue, precisamente, el día que funcionó por última vez el ducto. El petróleo que se transportaba hacia el país trasandino era en su mayoría producción de Repsol YPF y en menor escala, de la empresa Chevron. A pleno bombeo, el oleoducto vendía 18.000 metros cúbicos de crudo por día, bajando esa producción a solamente 6.000, al retirarse Repsol YPF del negocio, a finales del 2004.
El declive productivo de las cuencas, por falta de inversión en exploración, fueron un síntoma de lo que vendría después: un país que se transformaría en importador neto de hidrcarburos.
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