Con el nuevo cuadro de accionistas que apareció en estos días en la página de Refinor terminó de confirmarse la operación con la que Hidrocarburos del Norte, una subsidiaria del grupo que preside el mendocino José Luis Manzano, adquirió las acciones que tenían Pampa Energía y Pluspetrol en la compañía que cuenta con la refinería de Campo Durán y una importante red de transporte, almacenaje, distribución y comercialización de hidrocarburos que incluye 92 estaciones de servicio en todo el país.
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Con el nuevo cuadro de accionistas que apareció en estos días en la página de Refinor terminó de confirmarse la operación con la que Hidrocarburos del Norte, una subsidiaria del grupo que preside el mendocino José Luis Manzano, adquirió las acciones que tenían Pampa Energía y Pluspetrol en la compañía que cuenta con la refinería de Campo Durán y una importante red de transporte, almacenaje, distribución y comercialización de hidrocarburos que incluye 92 estaciones de servicio en todo el país.
Así se presentó en sociedad la nueva alianza estratégica con la que Integra Capital, holding que encabeza el exministro del Interior de Carlos Menem, gestionará con YPF nuevos negocios planificados en una Cuenca que agoniza tras 18 años de intervenciones de precios, abandono de inversiones, creciente dependencia importadora, imprevisión política y ausencia de criterio federal. Lindor Martin es el nuevo presidente de la sociedad y Nicolás Mallo Huergo, el vice. Ambos son ejecutivos de la compañía matriz de Hidrocarburos del Norte, que ahora comparte el capital accionario de Refinor en partes iguales con YPF.
Manzano participa hoy en el negocio del petróleo a través de diversas compañías. En Phoenix Global Resources, controlada por Mercuria, él y su familia son accionistas relevantes. La firma opera en Argentina con 24 licencias: 13 de ellas en asociación con YPF y seis en Vaca Muerta. Es muy poco lo que trascendió hasta ahora sobre la salida de Pampa Energía y Pluspetrol, petroleras que siguieron los pasos de Pecom (Pérez Companc), la brasileña Petrobras y otras compañías que reenfocaron sus inversiones con otros rumbos en medio del hundimiento de la Cuenca del NOA. Por más de una década los capitales petroleros se volcaron a la exploración de los bloques de Tarija, porque el gas que se despachó desde el sur de Bolivia hacia Argentina entre 2004 y 2015 llegó a pagarse hasta cinco veces más que en los pozos gasíferos del departamento San Martín. Cuando los precios internos se descongelaron y la brecha se achicó, el sol pareció asomar de nuevo para yacimientos norteños, pero el gobierno nacional promocionó al shale gas de Vaca Muerta, sin contemplar un régimen similar para las áreas salteñas que comparten la formación no convencional de Los Monos, y ese fue un tiro de gracia.
De su llegada a la región, Hidrocarburos del Norte solo adelantó que la idea sería "fortalecer el negocio de Refinor para asegurar el abastecimiento del Noroeste, la demanda creciente de gasoil por la actividad minera ligada el litio y el potencial de exportación de combustibles hacia Bolivia y Paraguay en el futuro". Por fuentes cercanas a YPF se supo que el plan para incrementar su presencia en el NOA y exportar derivados de crudo a Bolivia se proyectó en tres etapas.
La primera alcanzó su objetivo en octubre de 2021 con la fase inicial de reversión del poliducto de 1.100 kilómetros que se usó, por más de medio siglo, para llevar gas licuado de petróleo (butano y propano), gasoil y naftas para uso en petroquímica, automotores y aeronaves desde la refinería de Campo Durán hacia Córdoba. Ahora los 600 kilómetros de cañería que vinculan a Tucumán con la localidad cordobesa de Montecristo se utilizan para traer subproductos de petróleo de YPF desde la cabecera centro del país hasta las plantas de almacenaje y distribución que tiene Refinor en la Banda del Río Salí.
Con ese fin, a mediados de 2020, se suscribió un acuerdo por el que la compañía norteña que opera la refinería de Campo Durán -y que tiene a YPF como dueña del 50% de sus acciones- le brinda a ésta soluciones logísticas. A cambio de una tasa que paga por el uso del poliducto, tanques de almacenamiento y centros de despacho de Refinor, la petrolera controlada por el Estado nacional se aseguró el sistema de almacenaje y distribución más competitivo del norte del país.
Hay obras ejecutadas en varias provincias para la reversión
La reversión del poliducto Campo Durán-Montecristo, ya operativa desde Córdoba hasta Tucumán, es parte de una estrategia de negocios que tiene otras obras ejecutadas y proyectadas por YPF y Refinor para canalizar crudo de Vaca Muerta y combustibles destilados en Luján de Cuyo (Mendoza) hacia las provincias del NOA.
El proceso de reversión incluye nuevas estaciones de bombeo e instalaciones complementarias ejecutadas para independizar los despachos desde Montecristo hacia San Lorenzo (Santa Fe). También forman parte del plan estratégico obras que se proyectaron para incrementar la capacidad de transporte del poliducto que une a la refinería de Luján de Cuyo con el nudo central de Córdoba. En la destilería cuyana, YPF ya inició un programa de ampliación y modernización de sistemas, que contempla obras por 590 millones de dólares, para procesar el petróleo que empezará a llegar desde Vaca Muerta. Con shale oil neuquino YPF espera incrementar la producción de la destilería cuyana entre un 30 y 40% en los próximos tres años, según proyecciones que el presidente de la petrolera nacional, Pablo González, expuso el martes último al gobernador mendocino, Rodolfo Suárez.
La segunda y tercera etapas del plan contemplan la reversión del poliducto desde Tucumán hasta la refinería de Campo Durán y un acondicionamiento de ductos desde Aguaray hasta la frontera con Bolivia. En la zona, hace más de dos años Refinor ejecutó los trabajos iniciales del poliducto Andina, un proyecto de interconexión que jugaría un papel clave en los objetivos de exportación.
El ocaso de la actividad hidrocarburífera
En el departamento San Martín, la reversión del poliducto que por más de 50 años llevó derivados de la refinería de Campo Durán hacia Córdoba acrecentó interrogantes sobre el futuro del complejo que desde hace cuatro años opera en Aguaray a menos de la mitad de su capacidad por falta de gas y petróleo.
Las obras de reversión, que también están planificadas en el mediano plazo en el gasoducto troncal que desde 1960 corre desde Campo Durán hacia Buenos Aires, preanuncian que los grandes yacimientos del departamento San Martín están cada vez más cerca de su agotamiento.
Apenas YPF desplegó la etapa inicial de la reversión del poliducto de Refinor, como accionista mayoritaria de la petrolera con base en Tucumán, el Sindicato de Petróleo y Gas de Salta y Jujuy se convirtió en una caja de resonancia de la preocupación de alrededor de 400 operarios que tienen su puestos atados a la suerte de la refinería. Desde hace un tiempo todos temen que el complejo industrial termine convertido en "un mero depósito" y ellos, en desocupados.
En "off de record", Fuentes empresarias afirmaron que "la idea es darle más vida a la refinería trayendo nafta virgen de la planta de Luján de Cuyo". Y aseguraron, además, que el objetivo es llegar a transportar por el poliducto hacia la región "un millón de metros cúbicos de hidrocarburos por año para YPF y otros 300.000 metros cúbicos para Refinor".
En recientes declaraciones, el titular del gremio del sector, Sebastián Barrios, insistió en que la refinería de Campo Durán no es hoy ni por asomo el corazón que tuvo la industria hidrocarburífera en el norte argentino a lo largo de seis décadas.
El dirigente petrolero precisó que desde hace cuatro años sus sistemas de destilación operan a un 40% de su capacidad de producción de naftas y gasoil. Y en lo que respecta a la separación de gases, remarcó que desde hace poco más dos años la refinería trabaja con solo una de sus dos unidades Turbex. Tras sostener que se llegó a esta crítica situación por falta de inversiones en la Cuenca del NOA, Barrios cuestionó al gobierno nacional por promocionar las inversiones en la formación no convencional neuquina, Vaca Muerta, dejando olvidadas a otras provincias productoras.
Ni las sombras
Hasta 2008, Salta fue la segunda productora de gas nacional detrás de Neuquén, con cerca de 20 millones de metros cúbicos diarios que aportaban los yacimientos de Ramos, Acambuco y Aguaragüe. En estos momentos, las tres áreas del departamento San Martín, que representan la producción casi completa de la Cuenca del NOA, entregan menos de 3,8 millones de metros cúbicos diarios.
Según los últimos registros publicados por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), Acambuco aporta 1.783.000 metros cúbicos diarios, Ramos produce 1.049.000 m3/d y Aguaragüe entrega 942 mil.Tras 14 años de caída libre, los citados bloques hidrocarburíferos agonizan. Los planes anunciados y desplegados por YPF, Refinor y el propio gobierno nacional para abastecer al norte argentino con petróleo y gas de Vaca Muerta, como así también con combustibles procesados con crudo neuquino, no dejan dudas del rumbo de cierre que viene marcando desde 2008 la curva declinante de los maduros yacimientos convencionales de Salta.