Aguaragüe, el área en la que la concesión de Tecpetrol se extendió hasta 2037, fue por muchos años un yacimiento escuela. En sus pozos, que se cuentan entre los más profundos y complejos del país, se formaron muchos de los técnicos que hoy tiene la petrolera del grupo Techint en Fortín de Piedra, área de la formación de Vaca Muerta en la que alcanzó en agosto de 2022 una producción diaria de gas de más de 20 millones de metros cúbicos.
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Aguaragüe, el área en la que la concesión de Tecpetrol se extendió hasta 2037, fue por muchos años un yacimiento escuela. En sus pozos, que se cuentan entre los más profundos y complejos del país, se formaron muchos de los técnicos que hoy tiene la petrolera del grupo Techint en Fortín de Piedra, área de la formación de Vaca Muerta en la que alcanzó en agosto de 2022 una producción diaria de gas de más de 20 millones de metros cúbicos.
Desde ese yacimiento neuquino una fuente de la industria afirmó que la conexión del gasoducto que se construye desde Neuquén hasta Buenos Aires con el sistema de transporte del norte del país será fundamental", porque "en 2025 no va a haber gas para Argentina desde Bolivia", ya que la cuenca tarijeña "viene declinando fuerte y no tiene perspectivas en corto plazo para revertir".
El reciente desembarco de Hidrocarburos del Norte en la refinería de Campo Durán, donde la subsidiaria del holding que lidera José Luis Manzano ahora comparte el capital accionario de Refinor en partes iguales con YPF, concuerda con las obras de reversión en marcha y una nueva estrategia comercial que apunta a reactivar negocios en la agonizante Cuenca Noroeste con crudo y gas de Vaca Muerta.
Con la venta de sus participaciones accionarias a Hidrocarburos del Norte, Pampa Energía y Pluspetrol siguieron los pasos de Pecom (Pérez Companc) y la brasileña Petrobras, dos compañías que se retiraron de la refinería de Campo Durán cuando ya se veía venir la noche en el complejo que hoy, por falta de gas y petróleo, opera a menos de la mitad de su capacidad.
En las estadísticas del IAPG se refleja claramente la retracción de sus producciones. La de propano, por caso, fue de tan solo 3.492 toneladas en enero último. En enero de 2013, diez años atrás, era de 14.489 toneladas.
Su producción de butano, otro de los gases licuados de petróleo (GLP), fue en enero último de 1.959 toneladas. En el mismo mes, hace diez años atrás, eran 8.553 toneladas.
Hidrocarburos del Norte anunció que desde Refinor planea cubrir en el NOA la creciente demanda de gasoil impulsada por la actividad minera ligada el litio y el potencial de exportación de combustibles hacia Bolivia y Paraguay. A su vez, fuentes de YPF señalaron 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 Montecristo (Córdoba) 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.
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.
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. El poliducto Andina, obra de interconexión con el vecino país, jugaría un papel clave en los objetivos de exportación.
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, son otra confirmación de que los grandes yacimientos del departamento San Martín están cada vez más cerca del agotamiento de sus reservas.
Las causas del sostenido hundimiento
Las áreas gasíferas de Salta llevan 14 años en picada, no solo por la madurez de sus yacimientos, sino también por el largo congelamiento de precios en boca de pozos argentinos que fue seguido desde 2002 por un gradual abandono de inversiones y una creciente dependencia importadora.
Por muchos años a las petroleras que operan a uno y otro lado de la frontera les resultó mucho más redituable venderle gas a Enarsa desde Tarija que hacerlo desde Salta. Por ello, reorientaron sus inversiones hacia los yacimientos del sur de Bolivia y, en años más recientes, atraídas por la promoción del precio del shale gas de Vaca Muerta, reenfocaron sus capitales hacia la Cuenca Neuquina.
La petrolera de Techint se lanzó de lleno al litio
Sobre el cierre de 2022, Tecpetrol puso en marcha una planta piloto de extracción directa de litio en la localidad de Olacapato. Para el grupo Techint ese complejo, a 4.100 metros sobre el nivel del mar, es la punta de lanza a la transición energética.
El proyecto se ejecutó en siete meses. Es la primera planta de su tipo en América Latina. Tiene una capacidad de 25 toneladas anuales de LCE (carbonato de litio equivalente) y puede procesar alrededor de 1.000 litros de salmuera por hora, pero el objetivo final es escalar la tecnología DLE a nivel industrial.
La tecnología de extracción directa de litio (DLE, por sus siglas en inglés) "permite la recuperación y concentración selectiva de litio, con tiempos de ciclo cortos, bajo consumo de agua y efluentes listos para ser reinyectados en los salares", explicó Nicolás Fiandrino, un experto de la Unidad de Transición Energética de Tecpetrol.
"El proceso mejora la eficiencia de la producción al acortar significativamente los tiempos de procesamiento, y extrae alrededor del 90% del litio en comparación con el 30-50 % que se obtiene con el uso de métodos evaporíticos en las plantas tradicionales", aseguró Fiandrino.
En el proceso tradicional, la salmuera (solución acuosa bombeada desde el subsuelo) se vierte en grandes piletas, donde se concentra por evaporación. En el siguiente paso se la trata para eliminar otros metales, como el sodio y el magnesio, y finalmente el litio se precipita como carbonato. Todo esto lleva hasta dos o tres años. El litio es una pieza clave de las baterías utilizadas en teléfonos móviles, computadoras y vehículos eléctricos.