Se esperan nuevos acuerdos para la venta de gas al mundo en las próximas semanas. Quiénes son los países que aparecen como destinos del principal proyecto exportador del país.

El gran proyecto de la Argentina para ser un país relevante en las exportaciones de energía es el Gas Natural Licuado (GNL), que tiene origen en el combustible de Vaca Muerta. En las próximas semanas se esperan definiciones claves.

Es que el consorcio Southern Energy, integrado por Pan American Energy (PAE), YPF, Pampa Energía y la británica Harbour Energy está cerrando la negociación con la noruega Golar LNG -la otra participante de la sociedad- para traer en 2028 un segundo barco de licuefacción de gas natural, el MK II.

Antes del final del primer semestre, entre abril y junio, las principales productoras de gas del país -excepto la francesa TotalEnergies, Tecpetrol y CGC, que por ahora no se sumaron al GNL- esperan alcanzar la decisión final de inversión para la etapa “Argentina LNG 1”, el punto desde el que no hay marcha atrás y se avanza o se descarta el proyecto.

Detalles de Argentina LNG 1

La idea es que el primer buque de licuefacción sea el Hilli Episeyo y se instale en 2027 en el Golfo San Matías, en Río Negro, para comenzar con exportaciones equivalentes a 2,45 millones de toneladas métricas por año (MTPA, o unos 11 millones de m3 diarios) en temporada de verano -en el mercado de gas dura 7 meses, del 1 de octubre al 30 de abril, cuando la demanda de los hogares es baja-.

Con eso, se aprovecharía la capacidad instalada ociosa del Gasoducto San Martín y la producción de gas de la Cuenca Austral, entre ellos los campos offshore como Fénix, en Tierra del Fuego.

El segundo barco, el MK II, vendría a la Argentina en 2028 con una capacidad de licuefacción de 3,5 MTPA, para completar casi 6 MTPA en la primera etapa del proyecto exportador del país, o unos 25 millones de m3 diarios -equivalente a entre 15% y 20% de la producción total de gas de la Argentina en la actualidad-.

Para eso ya se necesitaría la construcción de un gasoducto “dedicado” plenamente a la exportación, y la obra -que iría desde las áreas gasíferas de Vaca Muerta, al sudeste de Neuquén hasta las costas de Río Negro- debería empezar a mediados de 2026.

Comparación del GNL entre Argentina y EE.UU.

Los principales compradores de ese gas podrían ser empresas de Alemania y China. El principal rival mundial que tiene la Argentina en este mercado es Estados Unidos, cuyo desarrollo del shale gas está mucho más avanzado, tiene menos riesgos, costos de servicios 35% más baratos, está nuevamente impulsado por el gobierno de Donald Trump -en contraposición a Joe Biden, que había frenado las autorizaciones para plantas de licuefacción- y queda más cerca de una de las mayores fuentes de demanda futura, que es Europa.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, explicó esta semana en el IEFA Latam Forum que “en la Argentina logramos precios de licuefacción de gas muy competitivos con Estados Unidos, en torno a los 3 dólares por millón de BTU. Además, podemos ser competitivos en materia logística, porque llegamos a Japón 14 días antes que Estados Unidos”.

En rigor, la tarifa que cobrará Golar LNG por la licuefacción del gas -el proceso para enfriarlo desde su estado natural a 15 grados hasta los 161 grados bajo cero para pasarlo de gaseoso a líquido, comprimir 600 veces su volumen y posibilitar su transporte en barco- es de US$ 2,60 fijos más un componente variable ligado al precio del commodity.

Entre tantas desventajas competitivas, una buena para la Argentina es que el GNL puede ir directo a Asia, sin pasar por el Canal de Panamá -como los proyectos de EE.UU.-, lo que genera un ahorro de unos US$ 0,20 en el precio de la logística.

Las petroleras que operan en Argentina están trabajando en toda la estructura de costos para lograr ser competitivas en el mercado mundial de gas licuado.

En boca de pozo se necesita extraer el gas de manera rentable en torno a US$ 2, para lo que se necesita bajar los costos de los servicios, la logística de arena para el fracking -fractura hidráulica a alta presión para perforar la roca donde están atrapados los hidrocarburos-, reducir los tiempos de perforación y eficientizar los ciclos de los pozos, lo que a su vez disminuye el capital de trabajo inmovilizado. En eso está trabajando YPF y el resto de la industria.

Otros costos relevantes son los gasoductos dedicados y la tarifa de licuefacción. Argentina necesita ser competitivo a menos de US$ 8 por millón de BTU a la salida de Río Negro (precio FOB, en puerto).

El acuerdo con Shell

Por otro lado, después de la firma de un acuerdo entre YPF y Shell en diciembre del año pasado, las empresas se quedarán con un 60% de participación del “Argentina LNG 2”, que tendrá una capacidad de 10 MTPA o más de 40 millones de m3 al día.

Los compradores (offtakers) serán la misma Shell y otra “supermajor”, que podrían ser las estadounidenses Chevron o ExxonMobil o la francesa TotalEnergies.

La decisión final de inversión -el punto de no retorno- deberá ser en 2026, para que los 2 barcos de licuefacción entren en operación en 2029.

Por último, a partir de 2030 entraría el “Argentina LNG 3” con posible demanda de países asiáticos, a los que Marín fue a tentar en enero: Japón, China, Corea del Sur e India.

Mientras tanto, algo más al alcance de la mano pero menos importante en términos de volumen es el interés de Brasil por comprar gas de Vaca Muerta.

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Fuente: Clarín