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18 septiembre, 2020
Petróleo y Gas

La estrategia de YPF para mejorar su posición en el NOA

La petrolera busca incrementar su presencia en la región y exportar a Bolivia.

YPF busca incrementar su presencia en el mercado de combustibles del noroeste argentino (NOA), luego de haber perdido terreno durante la cuarentena, ante el avance de sus competidores, Axion, Raizen y Trafigura, quienes están llevando adelante una campaña agresiva en la región.
En 2019, la compañía controlaba un 57% del mercado de naftas del NOA y un 65% del de gasoil, mientras que Refinería del Norte (Refinor), de quien es su principal accionista, tenía un 23% y 15% respectivamente. Desde el inicio de la cuarentena, ambas han perdido en conjunto una participación del 5%.
El proyecto incluye la reactivación de las actividades de la refinería, que actualmente está operando a un 50% de su capacidad debido a que la cuenca del Noroeste se está agotando y tiene poca producción, al punto de que procesa durante quince días y el resto para ya que no les da para trabajar todo el mes.
Como explicó Desarrollo Energético, la planta viene operando a niveles de 27.000 metros cúbicos por mes (16.500 de nafta y gasoil) y desde el comienzo de la cuarentena, le ha estado alquilando parte de su capacidad de almacenamiento a otras compañías que tenían colmados sus tanques en otras partes del país.
“Como la cuenta del noroeste se está secando, la compañía decidió cambiarle el sentido al oleoducto para mejorar sus perspectivas a futuro”, señala una fuente que conoce de cerca el proyecto.
El plan de la petrolera controlada por el Estado de transportar a la región un millón de metros cúbicos por año de subproductos de petróleo (nafta premium y super y gasoil premuium) forma parte como parte de una estrategia más amplia para convertirse en uno de los principales exportadores de subproductos de petróleo a Bolivia a mediano plazo, afirma una fuente.
“El éxito de este proyecto va a depender del despegue que pueda tener Vaca Muerta en el mediano plazo ya que, de esta forma, YPF va a contar con un excedente de crudo que podrá exportar al país vecino”, explica.
El plan incluye un acuerdo con Refinor por el que la petrolera controlada por el Estado le pagará una tasa para utilizar sus instalaciones (tanques de almacenamiento, poliductos, centros de despacho) y transportar sus subproductos desde su refinería de Luján de Cuyo hasta el NOA y, en una segunda etapa para vendérselos a Bolivia.
“Esto le sirve a YPF para apalancar las inversiones que están haciendo para modernizar la planta de Luján de Cuyo ya que, en principio, con este proyecto la mayoría de la producción de combustibles vendrá de Mendoza”, explica una de las fuentes.
Como parte de este acuerdo, Refinor planea invertir al menos 40 millones de dólares, en tres etapas, para revertir sus poliductos y construir otros nuevos y ampliar y adaptar sus instalaciones para permitirle llegar con los subproductos petroleros hasta el NOA, con el objetivo final de, luego, poder venderlos en Bolivia.
En caso de llevarse a cabo el proyecto completo YPF también deberá realizar algunas obras en su planta de Montecristo para construir una estación de bombeo nueva e independizar las actuales que se usan tanto en ese sentido como hacia San Lorenzo, en la provincia de Santa Fe. A su vez, necesitará levantar otra entre San Luis y Córdoba para poder transportar una mayor cantidad de hidrocarburos.
El acuerdo beneficiará a ambas partes ya que, por un lado, le permitirá a la petrolera controlada por el Estado utilizar todas las instalaciones de Refinor y, así, mejorar su presencia en el NOA, y por el otro, a la refinería, le asegurará la provisión de los subproductos que no puede producir en su planta y mantener una calidad homogénea ya que, si adquiere de otras firmas, terminan mezclándose en los ductos.

Un proyecto discutido
El plan de YPF para incrementar su presencia en el NOA y exportar derivados de crudo a Bolivia incluye revertir el poliducto de 600 kilómetros que une la planta de Refinor en Banda Río Salí (Tucumán) hasta la de Montecristo (Córdoba) para transportar subproductos de petróleo desde Luján de Cuyo y la ampliación de otros ductos hasta la frontera norte del país.
El proyecto cuenta con tres etapas que deberá llevar adelante la empresa con sede en Tucumán a lo largo de los próximos años, como parte del acuerdo al que llegaron ambas compañías, de las cuales, hasta ahora, su Directorio aprobó sólo la primera de ellas.
Esto se debe a que el desarrollo de la segunda y tercera fase está supeditado a que la petrolera controlada por el Estado se presente y gane licitaciones de suministro de largo plazo en el país vecino, para evitar tener que hacer la inversión a riesgo.
Como parte de este plan, el directorio de Refinor aprobó primero los tramos norte y sur de la primera etapa, que, luego fue elevado al de YPF (que controla el 50% de la empresa), quien el 14 de agosto lo refrendó cuando decidió avalar el “contrato de prestación de servicios de transporte, almacenamiento y despacho por poliducto y de servicios de transporte de combustibles”, firmado entre ambas partes.
Esta decisión generó alegría en la sede de la empresa en Tucumán, pero el mismo tiempo provocó preocupación en otros sectores, entre los que se encuentran los productores de los yacimientos de la región noroeste del país, ingenios azucareros, el sindicato y las empresas competidoras.
Previendo esta situación, la Cámara de Senadores de Salta había aprobado la declaración 301/20, el 7 de agosto, con la que le solicita al Poder Ejecutivo provincial y sus legisladores nacionales “realicen las gestiones necesarias a fin de que se tramite ante la Secretaria de Energía, dependiente del Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación, la utilización de los poliductos concesionados a las empresas Refinor e YPF: Campo Durán – Montecristo, Montecristo – Villa Mercedes, Montecristo – San Lorenzo y Villa Mercedes – Buenos Aires, para el transporte del bioetanol de caña de azúcar producido en el NOA que debe ser mezclado en un 12% (doce por ciento) con las naftas para su consumo y Biodiesel” para “mejorar las posibilidades de la industria alcoholera, la competitividad del sector de biocombustibles y la operatividad de la red vial; actualmente saturada en el volumen del tránsito pesado”.
Según la segunda fuente, esta medida “no tiene sentido porque el agua que queda de los hidrocarburos se deposita en la parte inferior del poliducto y el etanol la absorbe, lo que perjudica el proceso ya que para cargarlo en el caño primero hay que deshidratarlo y, luego, volvería a sumarlo durante el transporte si se hicieran lo que están pidiendo”.
Todas estas preocupaciones fueron exteriorizadas por el director por Salta en YPF en una de las reuniones que realizaron las autoridades de la petrolera controlada por el Estado la semana pasada donde se trató el proyecto, al punto que debió suspenderse la decisión hasta que sumaran información adicional sobre el tema.
Los temores se basan en que este plan termine perjudicando la ya alicaída actividad de la refinería, y de los yacimientos de crudo Campo Durán. “Todo lo contrario. Con esto, la idea es darle más vida a la refinería trayendo nafta virgen de la planta de Luján de Cuyo”, destaca ambas fuentes.
Su objetivo es transportar por el poliducto un millón de hidrocarburos por año para YPF y 300.000 para Refinor. Quienes sufrirán el impacto son las competidoras de la petrolera controlada por el Estado, no sólo porque incrementará aún más su presencia en el NOA, sino porque, además, pondría en riesgo el negocio de Trafigura, la principal proveedora de combustibles de Bolivia.
En la actualidad, la compañía holandesa suministra subproductos de petróleo al país vecino a través de barcazas, trenes y camiones. “Este proyecto les viene bien a los bolivianos porque haría más seguro el transporte y reduciría los costos”, explica la segunda fuente.

El plan
Si bien el Directorio de YPF recién aprobó la realización de la primera etapa, que requerirá una inversión total de 20 millones de dólares, Refinor ya había comenzado con las obras correspondientes a la parte sur (Córdoba-Tucumán) en el primer semestre del año. El objetivo era tenerlos listos para diciembre, pero la cuarentena provocó retrasos en su desarrollo.
Los trabajos están divididos en cuatro fases que esperan completados para el primer trimestre de 2021. Por un lado, ya hizo un cargadero de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en Campo Durán (Salta) para que no dependa más del ducto y quede desacoplado, y trabajos en la planta de Banda Río Salí, que posibilitan la reversión del poliducto.
Para esto, la refinería lleva invertidos cerca de 4 millones de dólares, lo que le posibilita a YPF transportar 500.000 metros cúbicos por año de subproductos de petróleo desde su destilería de Luján de Cuyo, a 2.700 kilómetros de distancia, mientras que Refinor mantiene sus actuales 300.000.
En la segunda fase, se realizarán cinco bahías para carga y descarga en que utilizarán el sistema de bottom loading (carga superior) para los camiones en las instalaciones en Tucumán, mientras que, en la tercera, se levantará una planta de adictivos y, en la cuarta, se llevará a cabo la ampliación de los hangares.
Una vez que estén concluidas las obras, en dos años, YPF podrá contar con una capacidad de enviar un total de un millón de metros cúbicos por año de subproductos de petróleo desde Mendoza, mientras que Refinor mantendrá sus actuales 300.000.
En el lado norte, la empresa con sede en Tucumán también realizó obras menores como el puente de medición conexión a la destilería para revertir todo el poliducto, aunque aún les quedan pendientes las más complejas: un by pass en los caños de cerca de seis kilómetros.
El objetivo es comenzar a principios de septiembre con los cruces dirigidos de dos de los tres ríos que deben atravesar, antes de que se produzca las crecidas de los ríos durante las lluvias de verano. Por eso, ya les abonaron los anticipos a los dos proveedores por un total de 2 millones de dólares.
Para llevar a cabo los trabajos en el tercero de los cauces, debe terminar de acordar el plan de obra con las comunidades locales. A su vez, tendrá que construir 6,50 kilómetros de ductos nuevos porque el trazado del viejo quedó debajo de casas que se construyeron en lo que era su pista.
La segunda etapa del proyecto estará supeditada a la firma de un contrato de provisión de subproductos de petróleo con Bolivia, al igual que la tercera, señalan ambas fuentes. Sin embargo, Refinor ya cuenta con un esquema de trabajo listo para implementar ni bien lo requiera YPF.
El plan incluye revertir los actuales 600 kilómetros de poliducto van desde la planta de despacho de Banda Río Salí (Tucumán) hasta la refinería de Campo Durán (Salta). Para esto, también es necesario mudar estaciones de bombeo dentro de las instalaciones para llevarlas a un nivel similar al de Montecristo y que puedan servir para almacenaje, despacho y bombeo.
El desarrollo de esta parte requerirá de cerca de 15 meses de trabajo y una inversión aproximada de 15 millones de dólares, detallan ambas fuentes y agregan que tanto estos fondos como los de las otras dos fases serán financiados con el fujo de caja de la compañía.
Finalmente, la tercera etapa va desde la refinería de Campo Durán hasta la frontera con Bolivia. Para esto, la empresa deberá revertir los 30 kilómetros del ducto andino y transformarlo en un poliducto, lo que le llevaría entre cuatro y cinco meses de trabajo.
Sin embargo, si el objetivo de YPF es llegar a exportar cerca de un millón de metros cúbicos de subproductos de petróleo al país vecino, Refinor precisará reforzar una estación de bombeo entre las provincias de Tucumán y Córdoba, ya que el poliducto tiene menor capacidad de transporte, o mandar parte en camión a Banda Río Salí y, ahí, inyectarlo en el caño.
De cualquier, forma esto también requeriría de una serie de inversiones del lado boliviano, ya que actualmente cuenta con una capacidad para recibir 400.000 metros cúbicos. En ese caso, debería ir complementando ciertos loops y destrabar cuellos de botella.
Esos trabajos deberían requerirles un desembolso cercano a los 5 millones de dólares, a los que, luego, habría que sumarle gastos adicionales para aumentar el volumen a transportar, detalla la primera fuente.

Una empresa en dificultades
El plan de YPF no sólo busca mejorar su posición en el NOA sino, también, reactivar el funcionamiento de Refinor, que ha ido reduciendo lentamente su actividad, hasta operar, actualmente, a la mitad de su capacidad.
La falta de exploración petrolera en esta región del país y la caída constante en la producción que ha venido mostrando la cuenca ha provocado que los propios accionistas de la refinería empezaran a perder interés en la compañía.
Esta situación ha llegado al punto de que tanto Pampa Energía, que tiene el 28,50% de las acciones, como Pluspetrol, que cuenta con un 21,50%, desean vender su participación, señala la primera y una tercera fuente. Sin embargo, no logran conseguir interesados.
“La empresa perdió valor y es difícil que lo recupere si no aparece algún yacimiento nuevo – concluye la primera fuente -. El problema es que no hay a quién vendérsela y el único comprador posible sería YPF. En la actual situación que vive el país y la petrolera controlada por el Estado, esto resulta imposible”.

Por Hernán Dobry

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