<\/p>\n
El mercado de exportaci\u00f3n de gas en la Argentina avanza con cada vez m\u00e1s empresas que aprovechan el excedente de producci\u00f3n de los meses de altas temperaturas para vender mol\u00e9culas a Chile, Uruguay y Brasil<\/strong>. Por ahora, sin embargo, son operaciones hechas a trav\u00e9s de gasoductos. <\/p>\n En paralelo, el sector est\u00e1 dise\u00f1ando la llegada de varios buques de licuefacci\u00f3n<\/strong>, que permiten transformar el gas de su estado natural a l\u00edquido para ampliar el horizonte de venta a otros mercados.<\/p>\n Si bien la idea original de YPF era construir una planta de licuefacci\u00f3n en la localidad de Sierra Grande<\/a>, en R\u00edo Negro, este plan vir\u00f3<\/a> en la instalaci\u00f3n de buques de gas natural licuado (GNL). \u201cEn vez de ser una planta en tierra, son varias plantas <\/strong>offshore <\/strong><\/em>(costa afuera)\u201d<\/strong>, dijo el presidente y CEO de YPG, Horacio Mar\u00edn.<\/p>\n La petrolera se\u00f1al\u00f3 que el objetivo final sigue siendo el mismo: <\/strong>que la Argentina exporte 30 millones de toneladas por a\u00f1o (MTPA), equivalente a 141 millones de metros c\u00fabicos d\u00eda (m3\/d) de gas natural para 2030. Esto significa duplicar la producci\u00f3n actual de gas del pa\u00eds e incrementar las exportaciones argentinas en US$15.000 millones dentro de cinco a\u00f1os.<\/p>\n La adquisici\u00f3n de buques de GNL ofrece varias ventajas. Por un lado, da mayor flexibilidad al proyecto de exportar gas natural licuado, porque permite ir escal\u00e1ndolo de a poco. <\/strong>Adem\u00e1s, es m\u00e1s f\u00e1cil de financiar<\/strong>, ya que s\u00f3lo construir la planta implica desembolsar al menos US$3000 millones.<\/p>\n \u201cAntes era incierto saber si eran plantas en tierra o costa afuera, pero la construcci\u00f3n de barcos es m\u00e1s competitiva y m\u00e1s econ\u00f3mica<\/strong>. Adem\u00e1s, hay m\u00e1s precisi\u00f3n en la fecha de entrega, porque son contratos llave en mano. Esto es importante porque se le puede dar m\u00e1s precisi\u00f3n de entrega a los <\/strong>offtakers <\/strong><\/em>[clientes]<\/strong>\u201d, dijeron en YPF.<\/p>\n Al momento ya est\u00e1 confirmada la puesta en producci\u00f3n comercial de un primer buque de GNL para principios de 2027<\/a>. Se trata del proyecto que lider\u00f3 Pan American Energy (PAE)<\/strong> -la empresa que dirige la familia Bulgheroni<\/strong>– junto con la compa\u00f1\u00eda noruega Golar, propietaria de la tecnolog\u00eda. <\/p>\n Para ello se constituy\u00f3 una nueva compa\u00f1\u00eda, Southern Energy<\/strong>, de la cual fueron comprando porciones otras productoras<\/a>. La participaci\u00f3n accionaria se compone por PAE (40%), Pampa Energ\u00eda (20%), YPF (15%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%)<\/strong>.<\/p>\n Este primer buque de licuefacci\u00f3n, llamado Hilli Episeyo<\/strong>, tendr\u00e1 una capacidad de producci\u00f3n de 2,45 MTPA de GNL, equivalente a 11,5 millones de m3\/d gas. <\/p>\n Golar, adem\u00e1s, est\u00e1 construyendo otro buque similar con capacidad de 3,45 MTPA, que podr\u00eda estar disponible para finales de 2027. Esto permitir\u00eda ampliar la capacidad de exportaci\u00f3n a 27 millones de m3\/d <\/strong>en tres a\u00f1os, que significa el 20% de la producci\u00f3n nacional actual.<\/p>\n YPF, a su vez, est\u00e1 trabajando para construir cuatro buques adicionales de GNL en China<\/strong>: dos ser\u00edan en conjunto con la empresa italiana Eni<\/strong> y los otros dos, con la angloholandesa Shell<\/strong>. Todo esto implicar\u00eda una inversi\u00f3n adicional de al menos US$22.000 millones, seg\u00fan la \u00faltima presentaci\u00f3n que hizo el presidente y CEO de YPF, Horacio Mar\u00edn<\/strong>, ante inversores en la Bolsa de Nueva York. En ese caso, no mencion\u00f3 la alternativa de avanzar con una planta de GNL.<\/p>\n En caso de avanzar con todos estos proyectos, har\u00e1 falta construir tres gasoductos m\u00e1s similares al Perito Moreno<\/strong> (antes llamado presidente N\u00e9stor Kirchner), desde la cuenca neuquina a R\u00edo Negro. El ducto de 36 pulgadas y 573 kil\u00f3metros de largo demand\u00f3 una inversi\u00f3n de US$2700 millones<\/a> en 2023.<\/p>\n En el corto plazo, y aunque todav\u00eda son vol\u00famenes chicos, cada vez m\u00e1s empresas est\u00e1n aprovechando la infraestructura existente para venderle gas a Brasil a trav\u00e9s de Bolivia<\/strong>. Luego de los anuncios de TotalEnergies<\/a> y Tecpetrol<\/a>, Pluspetrol<\/strong> tambi\u00e9n confirm\u00f3 que realiz\u00f3 el primer env\u00edo al pa\u00eds gobernado por Lula da Silva.<\/p>\n Por ahora, son testeos para conocer el mercado vecino, atraer clientes y negociar con Bolivia el \u201cpeaje\u201d que cobra por usar sus gasoductos para llegar a San Pablo<\/strong>. Las compa\u00f1\u00edas aprovechan el excedente de producci\u00f3n antes de que lleguen las bajas temperaturas y el mercado local aumente su demanda (en invierno se espera que se frenen los env\u00edos).<\/p>\n Los vol\u00famenes exportados apenas son de 700.000 metros c\u00fabicos por d\u00eda (m3\/d), menos del 4% de la producci\u00f3n total, que en febrero fue de 145 millones m3\/d. Pero es un primer paso para conocer el mercado brasile\u00f1o, que antes se abastec\u00eda de las reservas de Bolivia<\/strong>, cuyos yacimientos en los \u00faltimos a\u00f1os entraron en una fuerte declinaci\u00f3n.<\/p>\n \u201cFue una prueba lo que se hizo, a\u00fan hay que lograr llegar a Brasil con precios m\u00e1s competitivos y hay que recorrer 5000 km de ductos<\/strong>\u201d, dijo en reserva una de las empresas, que hizo referencia al precio m\u00ednimo de exportaci\u00f3n que todav\u00eda rige del gobierno de Alberto Fern\u00e1ndez<\/strong>. <\/p>\n A trav\u00e9s de una resoluci\u00f3n de la Secretar\u00eda de Energ\u00eda, la administraci\u00f3n anterior fij\u00f3 el valor m\u00ednimo de exportaci\u00f3n<\/strong>, que equivale al 5,5% del precio del Brent, la cotizaci\u00f3n internacional del barril de petr\u00f3leo. A esto se le suman los costos de transporte en firme (no interrumpible).<\/p>\n Esto equivale a un valor en torno a US$4,5 por mill\u00f3n de BTU<\/strong> (medida inglesa que se utiliza en el sector). Para tener una referencia, en la Argentina se paga en promedio menos de US$3 el mill\u00f3n de BTU.<\/p>\n Otro de los desaf\u00edos hacia delante es lograr que los contratos sean \u201cen firme\u201d, es decir, no interrumpibles<\/strong>, como sucede actualmente. Esta condici\u00f3n obliga a cobrar m\u00e1s barato las exportaciones.<\/p>\n Al momento, solo Pluspetrol logr\u00f3 firmar un contrato en firme por 3,5 a\u00f1os con Uruguay<\/strong>, al resultar adjudicatario de ser el proveedor principal de la estatal Ancap, desde mayo pasado hasta diciembre de 2028. En los meses de invierno los vol\u00famenes en firmes alcanzan picos de 400.000 m3\/d, mientras que el promedio en el per\u00edodo estival es de aproximadamente 200.000 m3\/d. La entrega es en la frontera argentino-uruguaya, en los puntos de medici\u00f3n del gasoducto Gas Link y en la C\u00e1mara Col\u00f3n de Entre R\u00edos.<\/p>\n Asimismo, si bien se avanz\u00f3 con la reversi\u00f3n del sentido de flujo del gasoducto del Norte, que se usa para llevar gas de Vaca Muerta a Bolivia, todav\u00eda es necesario invertir en la construcci\u00f3n de capacidad adicional.<\/strong> De hecho, todav\u00eda est\u00e1 pendiente la adjudicaci\u00f3n del proyecto para ampliar el gasoducto Perito Moreno<\/a>, que dise\u00f1\u00f3 TGS.<\/p>\n El mercado de exportaci\u00f3n de gas en la Argentina avanza con cada vez m\u00e1s empresas que aprovechan el excedente de producci\u00f3n de los meses de altas temperaturas para vender mol\u00e9culas a Chile, Uruguay y Brasil. Por ahora, sin embargo, son operaciones hechas a trav\u00e9s de gasoductos. 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