El reciente anuncio de la transportista de gas TGS de una inversión de US$3.000 millones para el procesamiento de líquidos es relevante para la infraestructura energética del país, luego de 25 años sin que se realizara una obra de este tipo. Pero su importancia también se mide en que resolverá una contradicción técnica que amenazaba con estancar el crecimiento sostenido de la Cuenca Neuquina.
La urgencia de una obra de industrialización de shale gas de la magnitud que anunció TGS reside en las características y la abundancia de recursos que ofrece Vaca Muerta. Esto condiciona que para producir más petróleo, en un punto del desarrollo resulta indispensable procesar y evacuar el gas que lo acompaña en cada etapa de extracción.
Esta interdependencia entre el crudo y el gas es la que define hoy el futuro de los grandes proyectos exportadores.
Para comprender esta paradoja, es necesario analizar la composición del recurso. El fluido que surge de las formaciones no convencionales de la zona se clasifica mayoritariamente como gas rico o húmedo.
Esto significa que posee una alta concentración de componentes pesados como etano, propano, butano y gasolina natural, lo que se conoce como líquidos del gas natural o NGLs por su sigla en inglés.
Si bien desde una perspectiva comercial esta riqueza representa una oportunidad de valor agregado, en la práctica operativa constituye una barrera logística importante. La normativa técnica que rige la inyección en los gasoductos troncales de la Argentina establece límites sumamente estrictos en cuanto al poder calorífico y al punto de rocío.
La urgencia de una obra de industrialización de shale gas de esta magnitud reside en las características y la abundancia de recursos que ofrece Vaca Muerta. Esto condiciona que para producir más petróleo, en un punto del desarrollo resulta indispensable procesar y evacuar el gas que lo acompaña en cada etapa de extracción.
Estos estándares garantizan la seguridad operativa del sistema de transporte y el correcto funcionamiento de los artefactos de consumo final, es decir una cocina, una estufa domiciliaria o un equipo industrial, según sea el caso.
Sin plantas de tratamiento que separen de forma eficiente estos líquidos, el gas rico tiene un límite para poder fluir por los caños, y en definitiva se termina quemando y perdiendo su valor agregado.
Esta limitación técnica impacta de forma directa en los planes de expansión de crudo de todas las operadoras con presencia en la zona, en particular previendo que la actividad tendrá un salto a partir de 2027 cuando entre en operación el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) que se convertirá en el mayor hub logístico de la región, con capacidad de exportar en unos años hasta unos 700.000 barriles diarios.
Basta con pensar que la Argentina hoy produce unos 880.000 barriles, de los cuales consume 550.000 al día.
La necesidad de usar el gas y el impacto de la inversión de TGS
Así, la Argentina se encamina hacia una meta ambiciosa de producción de 1,5 millones de barriles diarios paa avanzada la próxima década, pero las características geológicas indican que cada barril de petróleo que se extrae del subsuelo trae consigo una porción asociada de gas.
En un escenario donde el sistema de transporte de gas ya opera al límite de su capacidad de acondicionamiento, el gas asociado se convierte en un problema.
Si la industria no cuenta con la infraestructura necesaria para procesar, fraccionar y evacuar ese gas, los productores se ven obligados a demorar la entrada en producción de nuevos pozos petroleros o a restringir el caudal de los existentes.
El objetivo es evitar el venteo de gas, una práctica prohibida y ambientalmente costosa, pero también evitar la saturación de los gasoductos con fluido que no cumple con las especificaciones de norma.
Esta limitación técnica impacta de forma directa en los planes de expansión de crudo de todas las operadoras con presencia en la zona, en particular previendo que la actividad tendrá un salto a partir de 2027 cuando entre en operación el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) que se convertirá en el mayor hub logístico de la región
Este es el cuello de botella invisible que la falta de inversión en plantas de procesamiento durante los últimos 25 años comenzaba a evidenciar con mayor crudeza.
Esta ampliación green field se sumará a las plantas ya existentes de la misma TGS, de YPF y de Compañía Mega, pero hay otros proyectos en estudio como el de Pluspetrol, de Tecpetrol y el del Consorcio Argentina LNG.
Así funcionan las plantas para industrializar el gas
El proyecto presentado por TGS en el marco del Argentina Week en Nueva York busca resolver precisamente el núcleo del problema. La iniciativa contempla una transformación estructural de la Planta Tratayén, ubicada en el corazón de la producción neuquina.
Esta unidad pasará de ser una planta de acondicionamiento básico a una de procesamiento integral con una capacidad de 43 millones de metros cúbicos diarios.
Allí se realizará la separación mecánica y química necesaria para obtener, por un lado, gas seco destinado a abastecer la demanda interna y las exportaciones regionales a través de los gasoductos troncales, y por otro lado, una corriente de líquidos que será transportada de forma independiente.
La construcción de un poliducto de 600 kilómetros de extensión es la otra pieza de este desarrollo, y la nueva traza recorrerá las provincias de Neuquén, Río Negro y La Pampa hasta culminar en el polo industrial de Bahía Blanca.
Al separar el transporte del gas seco del de los líquidos, se libera una capacidad de transporte en el sistema de gasoductos existente que antes se encontraba ocupada por componentes que no deberían estar allí.
En Bahía Blanca, la construcción de una planta de fraccionamiento y una terminal de almacenamiento en Puerto Galván completarán el ciclo de industrialización. Allí, la mezcla de líquidos se separará en propano, butano y gasolina natural, productos que poseen una demanda internacional sostenida y precios vinculados directamente a los índices del petróleo.
Desde una perspectiva de valor agregado y macroeconomía, la iniciativa permite transformar un problema de especificación técnica en un nuevo flujo de divisas.
Se estima que la operación comercial plena permitirá generar exportaciones por unos US$1.200 millones anuales, ya que los líquidos de gas natural poseen un valor de mercado que frecuentemente duplica o triplica al del gas natural convencional, lo que otorga una rentabilidad adicional a cada metro cúbico extraído.
