El calendario está en marcha. Mientras Horacio Marín viajaba a Abu Dhabi, el equipo preparaba la firma de la decisión final de inversión (FID) para fines de este mes en Buenos Aires, con ENI y XRG, la subsidiaria de ADNOC. El proyecto ya fue presentado al RIGI y arrancará con aportes de capital mientras se cierra el financiamiento.
Del gas seco al gas húmedo
El dato técnico más relevante de la charla fue otro. Cuando el equipo de Marín llegó a YPF, los proyectos que se estudiaban eran de gas seco. Hoy, las primeras 12 MTPA de Argentina LNG se diseñan con un ducto de gas húmedo y otro de condensado.
“Un proyecto de wet gas lo que tiene es que los economics son mucho mejores. Es mucho más caro, la inversión en CAPEX es mucho mayor y más complejo”, explicó Gallino. El cambio encarece la obra y suma piezas que el esquema original no tenía.
La razón está en lo que viaja en el caño. El gas húmedo llega a la costa con su “sopa” de líquidos, y allí hay que levantar plantas para separar y fraccionar etano, propano, butano y gasolinas. Además, se necesita un ducto de condensado paralelo al principal.
“Si bien es mucho más inversión en CAPEX, es mucho más rentable. Por eso cambiamos de dry gas a wet gas y está definido que vamos por ese camino”, sostuvo el directivo. El proyecto aprovecha así la ventana de gas húmedo de la roca madre, de donde salen las áreas elegidas.
Gustavo Gallino explicó por qué el GNL argentino se hará con gas húmedo.
Etano, propano y la “sopa” de líquidos
El resultado no es solo metano licuado. “Argentina se va a convertir en el segundo exportador de etano más grande por la cantidad de etano que tenemos”, subrayó Gallino. A eso se suman el propano, el butano, las gasolinas y el gas que saldrá de los buques.
Los condensados más pesados, el C5+, tendrán su propio circuito. Se exportarán desde tanques dedicados ubicados a casi 45 kilómetros de Punta Colorada, para no mezclarse con el crudo de exportación y “no perder valor” en ese mercado.
La escala obliga a romper récords. El gasoducto será de alta presión, serie 900 y 48 pulgadas, cuando el máximo que hay hoy en el país es de 36. Lo alimentarán La Escalonada, Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva.
Barcos propios y una decisión que cerró
¿Por qué buques y no una planta en tierra? Gallino recordó que la opción floating permitía traer la licuefacción prácticamente hecha, sin depender de capacidades constructivas que en la Argentina todavía hay que desarrollar. “Eso garantizaba que se pudiera hacer el proyecto”, explicó.
El giro al gas húmedo le terminó dando la razón. La planta de separación en la costa será enorme: “Imaginate que la planta de NGS son cuatro Loma La Lata de MEGA”, graficó. Si además se hubiera licuado en tierra, el desafío habría sido doble. “Fue una decisión bien tomada”, ponderó.
Los buques FLNG serán propios. Los dos primeros se cierran con la china Wison y ya se están señando para comenzar su fabricación. Serán nuevos y de 6 MTPA, “lo más grande que se hace en el mundo”, con operación a cargo de personal de Argentina LNG y la experiencia de ENI y XRG.
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El otro proyecto y lo que viene
En paralelo avanza Southern Energy, liderado por Pan American Energy, con YPF, Pampa, Harbour y Golar como socios. Ese sí es de gas seco: el Hilli Episeyo aportará 2,4 MTPA y el MK2, otros 3,5, entre 2027 y 2028, con un gasoducto dedicado desde Tratayén.
Ambos convergen en el Golfo San Matías. Argentina LNG estaba pensado originalmente para Bahía Blanca, pero cuando Río Negro modificó la ley que impedía proyectos de hidrocarburos en el golfo, YPF hizo la evaluación técnica y el directorio aprobó el cambio.
Después de las primeras 12 MTPA, hay una expansión potencial de otras 6 millones de toneladas. “Gas suficiente en la Argentina hay como para seguir pensando; todo dependerá de cómo esté la demanda”, destacó Gallino.
