Tras la mejora en la producción de gas natural gracias a Vaca Muerta, Argentina está a punto de convertirse en el 21° país exportador de Gas Natural Licuado (GNL o LNG en inglés).

 

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La petrolera estatal YPF lanzó este lunes una oferta por 30.000 m3 de GNL a través del barco de licuefacción que tiene en Bahía Blanca, el FLNG Tango, que pertenece a la empresa belga Exmar.

 

 

Será un cargamento de prueba, ya que para poder vender gas licuado con regularidad se necesita un marco regulatorio.

 

 

Según pudo saber El Cronista, después de las recientes reuniones de la Mesa de Vaca Muerta, la Secretaría de Energía que comanda Gustavo Lopetegui ultima detalles de la regulación para autorizar este tipo de exportaciones.

 

 

Estas pequeñas ventas de GNL al exterior deben pasar por el filtro del Gobierno, al igual que la comercialización de gas natural a Chile, Uruguay y Brasil, y serían permitidas siempre que no comprometa la seguridad energética (que no falte el abastecimiento interno al menor costo posible).

 

 

Fuentes del mercado contaron a este diario que después de la llegada en febrero de la barcaza FLNG Tango (ex FLNG Caribbean, que se diseñó originalmente para estacionar en Colombia) al puerto de Ingeniero White, en las cercanías de Bahía Blanca, YPF encaró las tareas de acondicionamiento y ya está listo para este testeo.

 

 

"Es una operación puntual con un cargamento muy pequeño que se ofrece al mercado para ver si alguien lo quiere comprar; puede pasar que no haya demanda", comentaron quienes están al tanto de esta operación, y agregaron que la operación real empezaría en el tercer trimestre del 2019 (entre julio y septiembre).

 

 

Los grandes exportadores de gas licuado

El club de los exportadores de GNL tiene a Qatar y Australia en la disputa del primer lugar, y más atrás a Malasia, Nigeria, Indonesia, Estados Unidos (EE.UU.), Argelia, Trinidad y Tobago, Guinea Ecuatorial, entre los más grandes.

 

 

Noruega, Bélgica, España, Angola, Perú y el Reino Unido de la Gran Bretaña, entre otros, oficiaron ocasionalmente de vendedores a la Argentina en los últimos 4 años.

 

 

Argentina se podría sumar este año a este selecto club, aunque para ser uno de los grandes jugadores deberá esperar al menos 4 años más. Es que la posibilidad de exportar GNL a escala masiva dependerá de la construcción de gran planta de licuefacción del gas natural, que costaría entre u$s 4000 millones y u$s 5000 millones y sería encarada por un grupo de petroleras, con YPF a la cabeza.

 

 

Un proyecto en carpeta habla de licuar hasta 24 millones de metros cúbicos por día(MMm3/d), algo menos de un 20% de la producción nacional de gas en la actualidad, cercana a los 131 MMm3/d. El financiamiento de la obra es clave y en estos tiempos de riesgo paísalto complica el inicio.

 

 

Miguel Gutiérrez, presidente de YPF, sostuvo la semana pasada en un encuentro en la Embajada de Brasil que el sector debe producir antes de fin de año una idea segura de cómo construir esa planta, y recordó que EE.UU. demoró 40 meses en terminar de construir su primera planta de licuefacción, con lo que Argentina podría tardar entre 4 y 5 años en hacerlo.

 

 

Las voces más optimistas ubican la finalización de este proyecto ni siquiera iniciado en 2024 ó 2025.

 

 

Los potenciales compradores del gas licuado serían China e India, por la necesidad de sustituir la generación eléctrica a base de carbón (más contaminante) y Alemania y Japón, por el apagón de sus centrales nucleares.

 

 

El sudeste asiático y el resto de Europa también aparecen en el horizonte, siempre que Argentina logre bajar los costos de desarrollo en Vaca Muerta mediante infraestructura acorde y se haga competitiva a punto de llegar -según Gutiérrez- con un precio de u$s 2,50 por millón de BTU (/MMBTU) al Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), al que después se suman los costos de transporte y de licuefacción en origen y de regasificación y transporte en destino.

 

 

Argentina compró para este invierno GNL a un promedio de u$s 6,30 /MMBTU.

 

 

El precio del Henry Hub, gas de referencia para EE.UU. y los países del norte, casi en la llegada del verano, es de u$s 2,70 /MMBTU en la actualidad.

 

 

Con una oferta de 30.000 m3 de GNL, que equivalen a 664.300 MMBTU, YPF podría obtener una venta por entre u$s 1,8 millones y u$s 4,2 millones.

 

 

Las dudas del mercado

En off the record, una empresa del sector planteó reparos y dudas sobre las pequeñas exportaciones de GNL por parte de YPF.

 

 

La capacidad de almacenamiento de la barcaza FLNG Tango es de 16.100 m3 de líquido (o de 9.660.000 m3 de gas natural, que se enfría a 161 grados bajo cero y se reduce su volumen en 600 veces para ser transportado en barcos que atraviesan durante varias semanas los océanos).

 

 

Como solamente se pueden procesar 2,5 MMm3/d de gas natural, para descargar todo el almacenamiento se necesitan casi 4 días con un barco que actúa de carrier.

 

 

En esta oferta puntual lanzada ayer, YPF tendría que descargar el doble de su capacidad de almacenamiento, lo que tardaría algo más de una semana entera en procesarse.

 

 

Los barcos carrier tienen una capacidad de 150.000 m3 de gas licuado o 90 MMm3 de gas natural, por lo que para salir llenos de Bahía Blanca deberían permanecer unos 36 días en puerto, algo económicamente inviable.

 

 

En el invierno boreal (verano en Argentina, cuando sobra el gas en el mercado local y es temporada alta en los principales demandantes de GNL) un carrier parado cuesta u$s 170.000 por día, mientras que en el verano boreal o el invierno austral, baja hasta los u$s 50.000 por día.

 

 

"Cada día que un barco está parado significa un costo enorme, es absolutamente caro. La navegación cuesta mucho y nadie quiere comprar tan poco. No es negocio todo esto", avisó una experta en el mercado.

 

 

YPF, con esta barcaza, tiene la posibilidad de darle salida a 2,5 MMm3/d de su producción de gas, que de otra forma quedaría cerrada, como ya pasó con 9 MMm3/d en verano.

 

 

El cierre de la producción de gas en yacimientos convencionales por falta de demanda fue ocasionado por el desplazamiento en el mercado que generó Tecpetrol con mejores precios en Fortín de Piedra y el ingreso de las energías renovables para la generación eléctrica.

 

 

Esa fue una de las razones por las que la petrolera estatal declaró a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA) hace dos semanas una pérdida de $ 8153 millones para el primer trimestre de 2019. Su extracción del fluido cayó un 20,7%, mientras que el precio promedio también bajó un 20%.

 

 

En cambio, la producción nacional de gas (contando YPF) avanzó en este período un 5%.