El CEO de la compañía advirtió que el país debe avanzar de inmediato en la construcción de un ducto común, clave para el desarrollo del GNL desde 2027 y para aprovechar un negocio que multiplica por cuato el valor del gas.

El futuro del gas de Vaca Muerta no depende solo de aumentar la producción sino de cómo se gestionen los subproductos que acompañan al hidrocarburo. Así lo planteó Oscar Sardi, CEO de TGS, al señalar que es urgente construir un único poliducto que concentre los líquidos separados del gas y los transporte hacia Bahía Blanca.

La propuesta se vincula directamente con las plantas de separación que al menos tres compañías planean instalar y que resultan esenciales para la futura exportación de GNL, cuya primera etapa de producción se proyecta para el segundo semestre de 2027.

La riqueza del gas neuquino está en su composición química: metano (C1), etano (C2), propano (C3), butano (C4) y pentano (C5). Estos compuestos, conocidos como NGLs (Natural Gas Liquids), son insumos petroquímicos de alta demanda y con un precio muy superior al del gas seco.

“Pensando en el futuro de los gasoductos dedicados, hay tres proyectos en danza de aquí al 2030, para los cuales se prevé producir unos 120 MMm³/d destinados al LNG, el equivalente a lo que hoy se produce en Neuquén”, sostuvo Sardi.

“Pero ya hay que comenzar a trabajar en la instalación de este tipo de plantas de separación y los líquidos juntarlos todos en un caño donde los que procesamos podamos utilizar una única autopista a Bahía Blanca y al mundo”, agregó.

Vaca Muerta y el valor de los NGLs

La riqueza del gas neuquino está en su composición química: metano (C1), etano (C2), propano (C3), butano (C4) y pentano (C5). Estos compuestos, conocidos como NGLs (Natural Gas Liquids), son insumos petroquímicos de alta demanda y con un precio muy superior al del gas seco.

De hecho, mientras la molécula de gas se comercializa entre 3 y 4 dólares por millón de BTU, los líquidos pueden cotizar entre 10 y 12 dólares.

Para Sardi, “estos proyectos hay que empezarlos más temprano que tarde, porque el productor está perdiendo ingresos importantes a partir de vender el gas con todos los productos incorporados”.

Según explicó, gran parte de la producción no convencional pasa por plantas que no procesan todos los componentes, lo que significa que ingresan a los gasoductos junto con el gas y se diluye su valor.

“Con lo cual el productor está perdiendo gran cantidad de dinero cuando podría vender por dos canales: gas y líquidos”, agregó el directivo.

El plan en Tratayén

En ese marco, TGS trabaja en un proyecto en Tratayén para procesar gas y conectar la planta con el puerto, acompañado por una futura planta de fraccionamiento en Bahía Blanca y otra de almacenamiento previo a la exportación.

La propuesta contempla un esquema modular para aumentar progresivamente la capacidad de procesamiento a medida que la producción crezca.

Sin embargo, Sardi aclaró que la infraestructura del ducto no puede pensarse en etapas: “Lo que no es conveniente por técnica económica es modular el caño. Es la única ancla del proyecto porque se requiere un caño de diámetro importante para llegar a Tratayén y luego transportar todos los líquidos que puedan procesar otros players de la industria hasta Bahía Blanca”.

La inversión de TGS

La transportista viene avanzando en un proyecto integral valuado en unos US$ 2.500 millones. Desde 2018 desarrolla un sistema de captación que hoy suma 182 kilómetros de caños, de 30 a 36 pulgadas, junto con una planta de acondicionamiento que originalmente podía extraer 5 millones de metros cúbicos de gasolina.

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Fuente: Dinamicarg