La decisión de YPF de no avanzar en la construcción de una planta en tierra para desarrollar el negocio exportador de Gas Natural Licuado y darle una salida con alta demanda y de gran valor agregado para los recursos de Vaca Muerta reflejó un giro de pragmatismo que quizás no se le reconoce en la larga historia de la petrolera nacional.
Más allá del fuerte ruido político por la decisión inicial de desestimar la zona portuaria de Bahía Blanca como destino de una eventual planta para un mega proyecto de GNL, cuando aún el socio era la malaya Petronas, la decisión de tampoco concretar el plan en la nueva locación de Punta Colorada frente a las costas de Rio Negro, tuvo razones técnicas y económicas.
Las primeras, las técnicas, responden a la ventana de oportunidad que tiene ese energético de alta demanda en el proceso de transición de muchos países que buscan su seguridad energética y la transformación de sus matrices hacia modelos de menores emisiones con combustibles más contaminantes como el carbón o derivados del crudo.
Decenas de países transitan actualmente ese camino y año a año van incrementando la demanda global del GNL, por lo que sus requerimientos no tienen mucho margen de espera. En esas condiciones, las petroleras locales deben responder con una oferta disponible en el corto plazo que sólo ofrece un barco licuefactor, como el que a mediados de 2027 ya estará instalado en el país.
Más allá del fuerte ruido político por la decisión inicial de desestimar la zona portuaria de Bahía Blanca como destino de una eventual planta para un mega proyecto de GNL, cuando aún el socio era la malaya Petronas, la decisión de tampoco concretar el plan en la nueva locación de Punta Colorada frente a las costas de Rio Negro, tuvo razones técnicas y económicas.
El costo de flete de ese tipo de solución offshore, tal como acaba de conocerse por el acuerdo de Southern Energy con la noruega Golar- es de unos US$ 285 millones al año, más un componente tarifario vinculado a la materia prima del 25% de los precios franco a bordo (FOB) superiores a US$ 8 dólares por MMBTU.
Esa decisión final de inversión (FID, según sus siglas en inglés) relacionada a la instalación del buque Hilli Episeyo, demandará una inversión cercana a US$ 7.000 millones a lo largo de los 20 años de operación en toda la cadena de valor.
Un monto sensiblemente inferior que el estimado de US$ 10.000 a US$ 15.000 millones de una planta en tierra, según la cantidad de módulos que estarían operativos largamente entrada la próxima década.
En un proyecto de semejante envergadura, a pesar de que el socio de YPF sea un mayor global de gran espalda, el financiamiento presenta sus dificultades y pone en riesgo la rentabilidad de negocio, por lo cual decidirse por la opción offshore se presentaba como la opción más segura desde lo económico y de la realidad marcada por las urgencias del mercado.
¿Trabajo coordinado entre competidoras locales por el GNL de exportación?
La industria se encamina, entonces, hacia un modelo de negocio que requerirá el esfuerzo de todos los actores casi de manera mancomunada.
Quizás, los une la enormidad del desafío más que el espíritu de colaboración, pero lo cierto es que tan sólo los tres proyectos hasta hoy en carrera requerirán duplicar hacia 2030 la producción de gas de la Argentina que en verano alcanza los 120 MMm3/d.
Es decir, más allá de la conformación de los consorcios, se anticipa que todos aquellos productores de gas tendrán su lugar en las distintas etapas del “Argentina LNG”, el proyecto de gran escala que además de la sociedad generada entre YPF y Shell, y de YPF con la italiana ENI, suma el consorcio de Southern que encabeza Pan American Energía, con YPF, Pampa, Harbour y Golar.
En el sector tampoco se descarta que en breve se sume el gigante industrial del Grupo techint, a través de su brazo energético Tecpetrol, con un proyecto propio que viene madurando a la luz del potencial que le ofrece a la idea el poder contar con el bloque de gas más productivo de la Argentina como lo es Fortín de Piedra, que en invierno alcanza los 24 MMm3/d pero tiene un potencial de poder elevarse a los 45 MMm3/d cuando encuentre la demanda suficiente.
La decisión final de inversión (FID, según sus siglas en inglés) relacionada a la instalación del buque Hilli Episeyo, demandará una inversión cercana a US$ 7.000 millones a lo largo de los 20 años de operación en toda la cadena de valor, un monto sensiblemente inferior que el estimado de US$ 10.000 a US$ 15.000 millones de una planta en tierra.
Pero no todo parece ser Vaca Muerta, al menos es lo que se promete desde la Cuenca del Golfo San Jorge que desde hace años busca el recurso no convencional que le permita proyectar su propio futuro y devolver el lugar de grandeza hidrocarburíferas a las provincias de Chubut y Santa Cruz.
Palermo Aike y Cerro Dragón, las nuevas apuestas al GNL de exportación
La primera se aferra al reciente anuncio de PAE de convertir el área de Cerro Dragón en una concesión no convencional que le permita explorar la magnitud de los recursos de shale gas allí existentes en la roca madre románticamente denominada Aurora Austral, para lo cual el gobierno de Chubut ya planteó la oportunidad que ese recurso como GNL salga al mundo por puertos propios.
Pero Santa Cruz también va detrás del sueño propio, y todas las expectativas se centran en las tareas que se vienen desarrollando en Palermo Aike, la Roca Madre de la Cuenca Austral, que de resultar comercialmente productiva se encontrará con una generosa capacidad ociosa en la infraestructura de tratamiento, transporte y puertos de exportación.
En pocos meses, lo que se presentaba como la épica del GNL parece transformarse en una realidad al alcance de la mano que avanza, quizás no al ritmo deseado, pero con un convencimiento de camino común del que nadie se aparta, como pocas veces pudo ver la Argentina.
