La empresa constituida entre PAE, Golar, YPF, Pampa y Harbour para exportar GNL, proyecta un ducto exclusivo para transportar el gas que requerirán los busques anclados en las costas de San Antonio para realizar el proceso de licuefacción. El ducto tendrá una extensión de 500 kilómetros y estaría listo en 2028 o 2029.
Energía31 de mayo de 2025
El anuncio de la construcción (con todos los detalles de obra y costos) sería hacia fin de año. Así lo adelantó el gerente de Southern, Marcos Porteau, en un webinar organizado por MEGSA.
Porteau, brindó detalles sobre los pasos que se vienen. Para comenzar, habló de los orígenes del surgimiento del plan cuando nadie estaba al tanto del mismo y había apenas seis buques de este tipo en todo el mundo.
“En general estos barcos tienen contratos de largo plazo, pero había uno que era el Hilli Episeyo que tenía un contrato más corto, de ocho años. Entonces en el año 2023 Golar empezó a ver dónde podía reposicionar el barco, comenzamos a hablar y en octubre de ese año se firma el primer acuerdo para empezar a trabajar en conjunto entre PAE y Golar”, reveló.
Sobre las características del buque que está montado sobre un metanero construido en 1975 y reconvertido en el 2017 para poder convertir gas en GNL, explicó que tiene cuatro trenes de licuefacción de 0,6 MPTA cada uno y cuatro brazos de carga.
Está habilitado para unas 180 personas como máximo, pero opera con unas 80 personas con turnos rotativos de una semana. El barco seguirá en Camerún hasta julio del 2026 para recién ahí comenzar su viaje a la Argentina, donde comenzará a estar operativo a mediados del 2027.
Un detalle curioso que contó Porteau muestra las duras condiciones de operación que tendrá en el Golfo San Matías. Mientras que en Camerún la ola máxima llega a los 3 metros, en la costa de Río Negro puede alcanzar los 5,9 metros, algo que obliga a realizar trabajos adicionales.
“El barco fue diseñado con una ola máxima de 4 metros, entonces se tuvieron que hacer modificaciones. Es una ola que ocurriría una vez cada 100 años. El 99% del tiempo tenemos olas debajo de los 2 metros. Con lo cual, esperamos una ventana operativa muy favorable. En invierno es el periodo más complejo. De septiembre a mayo la disponibilidad operativa está arriba del 97%”, contó.
Las inversiones en facilities rondan los 300 millones de dólares entre plantas compresoras, el tramo de gasoducto onshore de 18 kilómetros para conectar con el gasoducto San Martín y el gaoducto offshore de 4,5 kilómetros para llegar al buque que estará amarrado en el lecho marino a esa altura a una profundidad de 40 metros, con un sistema que permite reducir los movimientos de este monstruo de 293 metros de eslora y 63 metros de manga.
Lo que aportará el GNL
Durante los 20 años de duración del contrato, generará entre 17.000 y 24.000 millones de dólares en exportación, 850 puestos de trabajo en operación, un aporte del 50% en proveedores locales, 6.900 millones de inversión en activos y de 6.000 a 11.000 millones de ventas de gas. Números que más que se duplicarían con el ingreso del segundo barco.
En eso ya está trabajando Southern Energy y el primer paso es la planificación de un gasoducto dedicado de 500 kilómetros para conectar con Vaca Muerta y, a su vez, permitir que el Hilli Episeyo opere durante todo el año con unos 11.4 MMm3/d o unos 2,45 MPTA.
La decisión de inversión del gasoducto se concretaría en el cuarto trimestre de este año para tenerlo listo en 2028 o 2029. En cuanto al segundo buque que está en proceso de reconversión en un astillero chino, el FID llegaría en julio de este año.
El segundo buque
El MKII tendrá una capacidad de 3,5 MPTA o 15,6 MMm3/d. Con lo cual, entre ambos, suman 6 MPTA o 27 MMm3d. El buque entró en astillero a principios de este año y espera salir a fines del 2027 o principios del 2028, ya reconvertido.
Es un metanero más moderno, construido en el 2004 y con 393 metros de eslora. Tiene dos trenes de licuefacción y cuatro brazos de carga.
La ventaja de tener los dos barcos operando en simultáneo en el mismo ciclo hace que, además de viabilizar la obra del gasoducto, permita reducir los costos y tiempos de carga. Porque como cada barco que viene a recargarse de GNL tiene más capacidad que la que pueden proveer las terminales flotantes, necesitarían de una doble carga y eso genera tiempos de espera. En cambio, con dos barcos inyectando en paralelo, eso no será necesario.
Según los cálculos de Porteau, proyectando toda la demanda local y regional hasta el año 2100 acumularía un uso de reservas gasíferas de Vaca Muerta por 176 TCF. Con lo cual, sumando los 9 TCF que demandaría este proyecto y los 25 TCF del resto del Argentina LNG que piensa YPF, todavía sobrarían unos 90 TCF que no se utilizarían.
Ernesto López Anadón, presidente del IAPG afirmó que el país “está en carrera para lograr ese objetivo”, aunque será “una tarea compleja y extremadamente demandante”. "Todo lo que hoy se está haciendo solo se justifica como un proyecto puro de exportación". Y advirtió que para sostener este crecimiento será necesario perforar al menos 1.000 pozos por año.
El secretario de Energía de Nación, Daniel González, hizo el anuncio en la apertura del almuerzo por el Día del Petróleo y el Gas que organiza el IAPG. La medida apunta a generar previsibilidad, libre acceso a divisas y beneficios fiscales para nuevas perforaciones. La medida, que hasta ahora alcanzaba solo a proyectos de gas para exportación, había sido solicitada por el gobernador Figueroa.
El gobernador Figueroa se reunió con el ministro Luis Caputo y le solicitó la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El mandatario destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal y fortalecer la integración energética.
El CEO de Tecpetrol Ricardo Markous, trazó proyecciones muy optimistas y proyectó que la industria llegará al millón y medio de barriles “a fin de la década”. Aunque advirtió que una mayor caída del precio del crudo podría modificar este escenario. “El escenario es complejo. Vamos a tener que trabajar para ser competitivos. Invito a todos los proveedores a trabajar en innovación”.
El ranking lo sigue encabezando Loma Campana, operada por YPF en sociedad con Chevron, con una producción que acumuló unos 86.400 barriles/día entre enero y octubre, el 18% del shale total del país. Le siguen La Amarga Chica con 69.600 barriles, Bajada del Palo con 63.900 barriles, y Bandurria Sur con 60.800 barriles. En el caso del shale gas, cuatro áreas concentran el 57%.
La compañía anunció junto al gobernador Figueroa la ampliación de programas en temáticas sociales críticas para la provincia, en el marco de la firma de un Convenio de Colaboración para “Aguada San Roque Activa 2025”. TotalEnergies participa junto a otras operadoras en la financiación de la pavimentación del bypass de Añelo y del programa de Becas Gregorio Álvarez.
