Planta de GNL: la mega obra que podría cambiar la ecuación económica argentina
Un conjunto de empresas planifica su construcción para 2030; sería fundamental para poder exportar gas natural licuado en vez de importarlo
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LA NACIONSofía Diamante
En un país cuyos gobiernos se destacan por aplicar políticas de corto plazo, hay por lo menos un sector que se ilusiona con proyectos que recién podrían concretarse en siete años. O, tal vez nunca, pero no por eso se deja de planificar.
La idea de que la Argentina pueda posicionarse como exportador de gas natural licuado (GNL, la versión líquida del gas) entusiasma a varias empresas, que ya tienen en marcha el estudio de un proyecto que costaría al menos US$6000 millones.
Las importaciones de gas representaron US$12.868 millones el año pasado, según el Indec. Pero ese número estuvo explicado por la disparada de los precios internacionales del GNL. En 2021, las importaciones de gas le demandaron al país US$5843 millones. Ese número podría cambiar si se modifica la ecuación energética.
El proyecto comenzó a pensarse en 2017, cuando Tecpetrol –el brazo petrolero de Techint– confirmó que la productividad de Vaca Muerta era de nivel mundial. Tecpetrol había invertido US$2300 millones en 2016 para desarrollar de cero el yacimiento Fortín de Piedra y en pocos años se convirtió en el cuarto productor de gas del país, con el 10% de la oferta nacional.
Hasta ese entonces, YPF había sido la primera en asumir los riesgos acerca de la calidad de Vaca Muerta, junto con sus socios internacionales, Chevron y Dow. Casi 10 años después de esta incursión, ya no hay dudas sobre el potencial de la roca y cada vez hay más empresas que destinan sus inversiones a la producción no convencional. Es el caso de Total, Pan American Energy (PAE) y Pampa Energía, entre otras.
Tanta producción generó un nuevo problema. El consumo de gas, a diferencia del de petróleo, no es constante: en invierno, la demanda residencial se quintuplica por las bajas temperaturas, y se pasa de una demanda total de 130 millones de metros cúbicos por día (m3) a 190 millones de m3/d.
También, a diferencia del petróleo, el gas no se puede almacenar (es muy costoso). Entonces, el problema: ¿si se produce oferta nacional para abastecer los picos de demanda, qué se hace con el gas durante los ocho meses restantes del año?
Como no es económicamente eficiente desperdiciar gas durante ocho meses, la Argentina importa GNL y gas de Bolivia durante el invierno para cubrir las bajas temperaturas. Pero este problema se podría resolver si el país exportara el excedente. De esta manera, se produciría el total de gas que se necesita en invierno y el resto del año se vendería esa producción al exterior.
Exportar gas, sin embargo, no es sencillo. La forma más fácil de hacerlo es a través de gasoductos, pero esta vía está solo disponible con Chile, por la ubicación geográfica del país. Pero, como la Argentina le cortó los envíos de gas para consumo industrial de manera sorpresiva en 2007, desde entonces, se perdió la confianza y Chile buscó otras alternativas para abastecerse (se sigue exportando a ese país, pero no hay credibilidad para pensar en un proyecto masivo).
Planta de GNL
La otra manera de exportar gas es convirtiéndolo a estado líquido (GNL) y exportarlo por barco. La ubicación geográfica de la Argentina tiene la desventaja de estar lejos de los principales centros de consumo, pero la ventaja de que, cuando sobra gas en el país, hay bajas temperaturas en el hemisferio norte.
Un conjunto de empresas analiza invertir en la construcción de una planta de licuefacción, que enfría el gas natural a 160 grados bajo cero para pasarlo a GNL. No participarían solo compañías petroleras, sino que habría otros sponsors, como bancos y fondos de inversión.
La construcción de esta planta es onerosa, sobre todo en un país con escaso acceso al financiamiento externo. El sector privado calcula que podría demandar entre US$6000 y US$7000 millones y que estaría lista recién en 2030. La planta estaría ubicada entre el sur de Buenos Aires y el norte de Chubut.
“Se habla mucho de construir un gasoducto a Brasil, pero tiene más sentido dar vuelta el gasoducto a Bolivia y engancharlo con Brasil. El costo del caño es alto para construir una infraestructura nueva. El GNL, en cambio, es un producto más versátil. Brasil tiene entre 10 y 12 estaciones de regasificación, y su demanda de energía es muy dinámica, porque depende mucho de la hidraulicidad, que algunos años despacha y otros no. Se podría construir un gasoducto chico para llegar a la frontera con Brasil, pero el GNL es más flexible para venderle”, explicaron en unas de las empresas que está diseñando la planta de gas licuado.
Según el proyecto que se está analizando, la planta tendría una capacidad de licuar 60 millones de metros cúbicos, lo que permitiría exportar a gran escala. Para ello, el costo de producción local se debe mantener por debajo de los US$3 el millón de BTU, si se proyecta que los precios de GNL estarán entre US$8 y US$10 el millón de BTU en 2030.
Los dos barcos regasificadores que se encuentran amarrados en Escobar y en Bahía Blanca hacen el proceso inverso de licuefacción: reciben los buques llenos de gas líquido y lo convierten a estado gaseoso para inyectarlo en los gasoductos. Esto es más caro que importar gas de Bolivia. El de Escobar tiene una capacidad de regasificar 22 millones de m3/d, mientras que el de Bahía Blanca, que se contrata solo en invierno, suele regasificar 15 millones.
¿Es posible construir la plantas de licuefacción? “En los PowerPoint todo es posible. Pero para que sea probable, tiene que haber un marco de reglas y de condiciones económicas legales, de cumplimiento de la ley. Porque en la Argentina, que haya una ley o no es irrelevante, valga la paradoja. Hay que tener voluntades políticas de grupos que no coinciden en muchas cosas, para que coincidan en esto y, por lo tanto, lo respeten. Hay que mejorar las condiciones macroeconómicas y una serie de cuestiones. Nosotros no somos Texas. Pero es interesante que Vaca Muerta es un recurso de escala mundial, que desde 2017 se probó que se podía desarrollar en forma comercial y se aceleró después de la pandemia, donde la ganancia de productividad fue el game changer del negocio”, opinó el especialista en energía Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants.
“El promedio de Vaca Muerta es como lo mejor que hay en Estados Unidos. Eso genera una muy buena expectativa. Están dadas todas las condiciones para que se desarrolle, pero el costo de capital y de la incertidumbre en la Argentina es altísimo. Sobre esto hay que trabajar. Soy bastante optimista después de este game changer por las ganancias de productividad, porque no veo por qué alguien políticamente se vaya a oponer a esto”, agregó Gerold.
Por Sofía Diamante
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