La petrolera estudia colocar 4 barcos de licuefacción en el país y no construir una planta. YPF tendría un 15% del proyecto para exportar Gas Natural Licuado junto a PAE y la noruega GOLAR. El anuncio se haría en los próximos días.
Energía04 de diciembre de 2024
La petrolera YPF comunicará en los próximos días que se asociará a Pan American Energy (PAE) y la noruega Golar LNG en su proyecto de producción y exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL), que entrará en operación en 2027.
YPF tendrá un 15% de la sociedad SOUTHERN ENERGY, que tiene como propietarios a GOLAR LNG con un 10%; la británica Harbour Energy con 15%; Pampa Energía con un 20%; y PAE con el resto, que hoy es de 55% y pasaría a 40%.
El plan estratégico de YPF para colocar el gas de Vaca Muerta en el resto del mundo se modificó sustancialmente en las últimas semanas. Es que a partir de las nuevas condiciones del mercado, el presidente y CEO de la empresa, Horacio Marín, empezó a pensar en la posibilidad de que la Argentina tenga 4 barcos de licuefacción de gas en lugar de los 2 originales.
En ese caso, con una capacidad de licuar entre 70 y 80 millones de m3 diarios (MMm3/d) de gas natural para 2030, la industria energética nacional podría no necesitar la construcción de una planta on-shore -en tierra-, que demanda inversiones más grandes y un costo hundido enorme, contra el alquiler de barcos más pequeños.
Según pudo saber Clarín, YPF se va a sumar al proyecto de PAE, que enfriará durante los meses de verano (octubre a abril de cada año) a 161 grados bajo cero el gas que sale de la Cuenca Austral -el offshore en Tierra del Fuego- para comprimir su volumen unas 600 veces y facilitar su transporte marítimo a través del buque Hilli Episeyo.
Desde allí se podrán exportar unos 11,5 millones de m3 diarios de gas de manera firme (no interrumpible) y la negociación ahora está en analizar las posibilidades de que esos volúmenes se sostengan los 365 días del año, en vez de solamente durante la temporada estival, que es de baja demanda local.
La principal productora de gas de la Argentina (y segundo mayor operadora, detrás de la francesa TotalEnergies) también negocia con Golar LNG traer otro barco más y tiene la idea de que entre 2029 y 2030 se suman dos buques más para licuar el gas, cada uno con una capacidad de 20 MMm3/d.
Originalmente, la intención de construir una planta podría agregar 80 MMm3/d a los dos barcos, con lo que la capacidad de producción de GNL del país ascendería a 120 millones de m3 diarios e implicaría casi duplicar la producción actual de gas en Argentina.
Pero la construcción de una planta, que se pensaba para 2031, requiere de al menos 5.000 millones de dólares en inversiones, con un alto riesgo por las condiciones económicas del país y los precios internacionales. Incluso hay quienes ven factible esa planta recién para 2035, mientras que los posibles offtakers (compradores) como Brasil, India, Japón o Alemania necesitan el gas cuanto antes.
Con la salida de PETRONAS que todavía no está confirmada pero que es casi un hecho, la anglo-holandesa Shell apareció como posible socio y comprador en un contrato de 140.000 millones de dólares en 20 años, aunque todavía faltan varios pasos.
En cualquier caso, la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) llegará en 2025 para los primeros barcos. El año próximo toda la industria energética del país trabajará en conseguir compradores con contratos a largo plazo, lo que posibilitará la búsqueda de financiamiento internacional con un riesgo asociado al proyecto.
El sector cree que con un gas a 8 dólares por millón de BTU en puerto puede ser competitivo con Estados Unidos, aunque hay ejecutivos que sostienen que se necesita ser rentables a US$ 6,50 a la salida de la Argentina -muy por debajo de US$ 3 en los pozos de Vaca Muerta-.
Miguel Galuccio se reunió con el presidente y el ministro de Economía, Luis Caputo. El plan de Vista tiene como objetivo aumentar la producción de petróleo no convencional un 58% en tres años, pasando de 115.000 a 180.000 barriles, mediante inversiones por 4.500 millones de dólares.
La producción de shale oil trepó un 82% en 2 años y alcanzó los 200.000 barriles diarios. “Este crecimiento fue posible gracias a la transformación de los procesos operativos, con la incorporación de tecnologías como RTIC, inteligencia artificial, y herramientas de análisis predictivo que permitieron mejorar la productividad y optimizar los recursos”, dijo el CEO de la compañía Horacio Marín.
El nuevo plan estratégico de la petrolera proyecta alcanzar los 180.000 barriles diarios de petróleo en 2028. Con estas metas, Vista busca consolidar su liderazgo como principal productor independiente de crudo y mayor exportador del país. En los próximos tres años, proyecta ingresos por exportaciones de 8.000 millones de dólares.
El gobernador Rolando Figueroa destacó que las nuevas concesiones de las represas del Comahue contemplan percibir las regalías en especie y un porcentaje del canon del agua, recursos que se invertirán en obras municipales. “Durante años se llevaron la energía de nuestra tierra y no nos dejaron nada. Ahora vamos a cobrar lo que corresponde”, dijo el mandatario.
La actividad del shale oil trepó 29,8% en septiembre y el no convencional en Neuquén alcanzó 87.583 m³/día, marcando un record histórico. La participación del shale oil superó el 66% del total nacional, equivaliendo a 87.583 m³/diarios. Este boom centrado en Vaca Muerta, contrasta con el convencional, que descendió a 1.349,8 miles de m³ (-8,4% interanual y -4,1% acumulado).
El fuerte incremento en la producción de crudo no convencional del yacimiento estrella Rincón de Aranda impulsó las ventas, el EBITDA y las inversiones, a pesar de un contexto de precios internacionales más bajos. Pampa Energía aumentó sus exportaciones de gas a la región de Bío Bío, Chile, a través del Gasoducto del Pacífico, desde el yacimiento Sierra Chata en Vaca Muerta.
