¿Cómo queda el proyecto GNL sin la planta onshore en Río Negro?
YPF confirmó que todo el proyecto se focalizará en unidades flotantes. Cuáles serán los tamaños de cada una.
Las palabras de Horacio Marín confirmando que no se construirá una planta onshore para exportar GNL causaron mucha confusión respecto a cómo queda finalmente el proyecto insignia que está encarando YPF junto a otras firmas de la industria para monetizar por completo el gas de Vaca Muerta.
En los hechos, no hay grandes cambios, porque el proyecto ya estaba estipulado de esa manera y nadie pensaba en la construcción de una planta en tierra porque es más costosa, tarda mucho más en terminarse e implica un riesgo mayor en términos de inversión.
Las plantas flotantes, en cambio, se consiguen más rápido y eso es clave para aprovechar esta ventana de oportunidad que hoy tiene el país y evitar que surjan nuevos competidores. A su vez, son más baratas y reducen el riesgo argentino al no tener que hundir capital en una planta que no se puede trasladar si el país cambia las reglas de juego.
Lo concreto es que todo marchaba hacia esa dirección, pero faltaba la confirmación oficial del CEO de YPF, quien lo aclaró en declaraciones al diario Río Negro. Ahora está claro que el proyecto se dividirá en las tres fases que fueron mencionadas por Horacio Marín en su última presentación en Nueva York.
Las fases del plan ARG LNG
Cada una de ellas implica la llegada de dos buques. La primera se realizará mediante el consorcio Southern Energy, en el que ya se confirmó uno de sus dos barcos donde PAE tiene un 40% de participación, Pampa un 20%, YPF un 15%, Harbour Energy un 15% y Golar un 10%.
Este buque llamado Hilli Episeyo tendrá una capacidad de 2,45 millones de toneladas (MPTA) y en las próximas semanas se confirmaría la decisión final de inversión (FID) del segundo barco con una capacidad de 3,6 millones de toneladas, donde el offtaker con más chances de quedarse con este volumen sería Alemania.´
En ambos casos, los barcos se alquilan con un contrato de largo plazo donde se paga un fee de alrededor de 3 dólares por millón de BTU.
El rol de Shell y ENI
La fase 2 se organiza alrededor del acuerdo que firmaron YPF y Shell, que contempla la llegada de dos barcos por 5 MPTA cada uno y una sociedad que tendría estas dos compañías con una participación de entre el 30 y el 35% cada una.
A diferencia de la anterior, acá los barcos se comprarían porque, de esta manera, se obtiene una mayor rentabilidad, pero a cambio de una inversión mucho más alta. El 25% del volumen se lo llevaría Shell como offtaker y el resto se dividiría en otras tres super majors que todavía no se confirmaron.
Por último, la tercera fase contempla unos 12 MPTA a partir de un acuerdo con la italiana Eni y donde faltan nombrar otros dos socios con los que todavía están negociando. Cada empresa tendría un cuarto de la torta y, al igual que la segunda fase, implicaría la compra de los barcos.
En total, todas las fases suman unos 28 MPTA que equivalen a más de 110 millones de m3/d, lo que llevaría prácticamente a duplicar la producción nacional de gas y podría derivar en exportaciones por unos 15.000 millones de dólares al año.
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