YPF abandona la idea de construir una planta de GNL en tierra y la reemplaza por barcos para exportar gas

El mercado de exportación de gas en la Argentina avanza con cada vez más empresas que aprovechan el excedente de producción de los meses de altas temperaturas para vender moléculas a Chile, Uruguay y Brasil. Por ahora, sin embargo, son operaciones hechas a través de gasoductos.

En paralelo, el sector está diseñando la llegada de varios buques de licuefacción, que permiten transformar el gas de su estado natural a líquido para ampliar el horizonte de venta a otros mercados.

Si bien la idea original de YPF era construir una planta de licuefacción en la localidad de Sierra Grande, en Río Negro, este plan viró en la instalación de buques de gas natural licuado (GNL). “En vez de ser una planta en tierra, son varias plantas offshore (costa afuera)”, dijo el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.

La petrolera señaló que el objetivo final sigue siendo el mismo: que la Argentina exporte 30 millones de toneladas por año (MTPA), equivalente a 141 millones de metros cúbicos día (m3/d) de gas natural para 2030. Esto significa duplicar la producción actual de gas del país e incrementar las exportaciones argentinas en US$15.000 millones dentro de cinco años.

La adquisición de buques de GNL ofrece varias ventajas con respecto a la construcción de la planta en tierra. Por un lado, da mayor flexibilidad al proyecto de exportar GNL, porque permite ir escalándolo de a poco. Además, es más fácil de financiar, ya que sólo construir la planta implicaría desembolsar al menos US$3000 millones.

“Antes era incierto saber si eran plantas en tierra o costa afuera, pero la construcción de barcos es más competitiva y más económica. Además, hay más precisión en la fecha de entrega, porque son contratos llave en mano. Esto es importante porque se le puede dar más precisión de entrega a los offtakers [clientes]”, dijeron en YPF.

Al momento ya está confirmada la puesta en producción comercial de un primer buque de GNL para principios de 2027. Se trata del proyecto que lideró Pan American Energy (PAE) -la empresa que dirige la familia Bulgheroni- junto con la compañía noruega Golar, propietaria de la tecnología.

Para ello se constituyó una nueva compañía, Southern Energy, de la cual fueron comprando porciones otras productoras. La participación accionaria se compone por PAE (40%), Pampa Energía (20%), YPF (15%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%).

Este primer buque de licuefacción, llamado Hilli Episeyo, tendrá una capacidad de producción de 2,45 MTPA de GNL, equivalente a 11,5 millones de m3/d gas.

Golar, además, está construyendo otro buque similar con capacidad de 3,45 MTPA, que podría estar disponible para finales de 2027. Esto permitiría ampliar la capacidad de exportación a 27 millones de m3/d en tres años, que significa el 20% de la producción nacional.

YPF, a su vez, está trabajando para construir cuatro buques de GNL adicionales en China: dos serían en conjunto con la empresa italiana Eni y los otros dos, con la angloholandesa Shell.

Todo el proyecto implicaría una inversión de al menos US$22.000 millones, que incluye también la construcción de plantas de tratamiento y el resto de la infraestructura necesaria, según la última presentación que hizo Marín, ante inversores en la Bolsa de Nueva York.

En caso de avanzar con todos estos proyectos, hará falta construir tres gasoductos más similares al Perito Moreno (antes llamado presidente Néstor Kirchner), desde la cuenca neuquina a Río Negro. El ducto de 36 pulgadas y 573 kilómetros de largo demandó una inversión de US$2700 millones en 2023.

Crecen las exportaciones a Brasil

En el corto plazo, y aunque todavía son volúmenes chicos, cada vez más empresas están aprovechando la infraestructura existente para venderle gas a Brasil a través de Bolivia. Luego de los anuncios de TotalEnergies y Teetrol, Pluspetrol también confirmó que realizó el primer envío al país gobernado por Lula da Silva.

Por ahora, son testeos para conocer el mercado vecino, atraer clientes y negociar con Bolivia el “peaje” que cobra por usar sus gasoductos para llegar a San Pablo. Las compañías aprovechan el excedente de producción antes de que lleguen las bajas temperaturas y el mercado local aumente su demanda (en invierno se espera que se frenen los envíos para abastecer el mayor consumo doméstico).

Los volúmenes exportados apenas son de 700.000 m3/d, menos del 4% de la producción total, que en febrero fue de 145 millones m3/d. Pero es un primer paso para conocer el mercado brasileño, que antes se abastecía de las reservas de Bolivia, cuyos yacimientos en los últimos años entraron en una fuerte declinación.

“Fue una prueba lo que se hizo, aún hay que lograr llegar a Brasil con precios más competitivos y hay que recorrer 5000 km de ductos”, dijo en reserva una de las empresas, que hizo referencia al precio mínimo de exportación que todavía rige del gobierno de Alberto Fernández.

A través de una resolución de la Secretaría de Energía, la istración anterior fijó el valor mínimo de exportación, que equivale al 5,5% del precio del Brent, la cotización internacional del barril de petróleo. A esto se le suman los costos de transporte en firme (no interrumpible).

Esto equivale a un valor en torno a US$4,5 por millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en el sector). Para tener una referencia, en la Argentina se paga en promedio menos de US$3 el millón de BTU.

Otro de los desafíos hacia delante es lograr que los contratos sean “en firme”, es decir, no interrumpibles, como sucede actualmente. Esta condición obliga a cobrar más barato las exportaciones.

Al momento, solo Pluspetrol logró firmar un contrato en firme por 3,5 años con Uruguay, al resultar adjudicatario de ser el proveedor principal de la estatal Ancap, desde mayo pasado hasta diciembre de 2028. En los meses de invierno los volúmenes en firmes alcanzan picos de 400.000 m3/d, mientras que el promedio en el período estival es de aproximadamente 200.000 m3/d. La entrega es en la frontera argentino-uruguaya, en los puntos de medición del gasoducto Gas Link y en la Cámara Colón de Entre Ríos.

Asimismo, si bien se avanzó con la reversión del sentido de flujo del gasoducto del Norte, que se usa para llevar gas de Vaca Muerta a Bolivia, todavía es necesario invertir en la construcción de capacidad adicional. De hecho, todavía está pendiente la adjudicación del proyecto para ampliar el gasoducto Perito Moreno, que diseñó TGS.

Por Sofía Diamante

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