La urgencia india tiene nombre y precio: hasta u$s 400 por tonelada sobre el valor de referencia de abril, según relevó el medio especializado Argus, pagados por las comercializadoras estatales de Nueva Delhi para asegurar cilindros de GLP en un país donde más del 80% de las importaciones del producto transitaba por el Estrecho de Ormuz.
Según trascendió en el sector, empresas argentinas habrían despachado los primeros cargamentos. Pero entre lo que el país puede enviar hoy y lo que India necesita como proveedor estable hay una brecha que se mide en infraestructura, no en voluntad.
La prima que cambia el cálculo logístico
En condiciones normales, la distancia entre Vaca Muerta y los puertos indios hace poco rentable el negocio del GLP. El costo del flete en rutas de largo recorrido consume buena parte del margen. Una prima de entre u$s 350 y u$s 400 por tonelada sobre el precio de referencia de abril cambia esa aritmética de forma radical.
La magnitud del problema explica esa disposición a pagar. India consume alrededor de 2 millones de toneladas de GLP por mes; el año pasado importó casi 21 millones de toneladas a través de Ormuz, el equivalente a unos 40 cargamentos mensuales. En comparación, la Argentina utiliza 1,5 millones de toneladas al año. El país asiático consume en menos de un mes lo que el mercado local demanda en doce. La Asociación Nacional de Restaurantes de la India advirtió que hasta el 60% de los locales gastronómicos podría cerrar en dos o tres días si no se restablecen las entregas de cilindros comerciales.
En ese marco, el gobierno de Narendra Modi invocó poderes de emergencia bajo la Ley de Productos Esenciales para obligar a todas las refinerías a maximizar la producción de GLP, prohibiendo desviar propano y butano hacia la petroquímica. Indian Oil, Bharat Petroleum y Hindustan Petroleum —las tres grandes comercializadoras estatales— reciben ahora toda la producción disponible. A su vez, Petronet LNG, cuyo proveedor principal es QatarEnergy, emitió un aviso de fuerza mayor ante posibles interrupciones en el sector industrial.
Lo que Argentina puede mandar hoy
La Agencia Internacional de Energía (AIE) calificó el cierre de Ormuz —efectivo desde el 28 de febrero— como la mayor interrupción del suministro en la historia del mercado petrolero mundial. Con los flujos por el estrecho operando a menos del 10% de los niveles previos a la crisis, los compradores asiáticos salieron a cubrir posiciones en el Atlántico.
Argentina aparece en ese mapa. La geografía es desfavorable en tiempos normales, pero la prima de emergencia la vuelve competitiva. El problema es de escala: los volúmenes de GLP exportables hoy son marginales frente a las necesidades indias. El gas asociado que surge junto con la producción de petróleo en Vaca Muerta —propano, butano, gasolina cruda— se procesa en instalaciones como la planta de MEGA en Loma La Lata, pero la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento orientada a la exportación es insuficiente para volúmenes que muevan el amperímetro en Nueva Delhi.
En ese sentido, los cargamentos actuales tienen más valor como señal de mercado que como solución de abastecimiento. Demuestran que la ruta existe y que la demanda paga. Lo que no resuelven es la pregunta de fondo: ¿puede Argentina convertirse en un proveedor estructural de GLP para Asia?
El proyecto que convierte la oportunidad en negocio estructural
La respuesta está en construcción, aunque todavía en papel. TGS anunció esta semana en la Argentina Week de Nueva York su Proyecto NGL —Líquidos del Gas Natural—, una inversión de u$s 3.000 millones que la compañía posiciona como la mayor iniciativa de procesamiento de líquidos en la historia argentina, al momento del anuncio.
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía y co-controlante de TGS, lo puso en perspectiva: hace más de 25 años que el país no concreta un proyecto de este tipo.
El esquema es técnicamente preciso. La planta de acondicionamiento de Tratayén, en Neuquén, se convertiría en una instalación de procesamiento con capacidad para 43 millones de metros cúbicos diarios. Los líquidos separados viajarían por un poliducto de 573 kilómetros hasta Bahía Blanca, donde una nueva planta de fraccionamiento los prepararía para su exportación. TGS proyecta una producción anual de 2,7 millones de toneladas métricas de propano, butano y gasolina cruda, con exportaciones estimadas en u$s 1.200 millones al año. La empresa ya firmó acuerdos con varias operadoras de Vaca Muerta y mantiene negociaciones avanzadas con otras.
El proyecto también resuelve un cuello de botella más inmediato. Los hidrocarburos de la formación no convencional contienen una proporción relevante de líquidos que no pueden inyectarse en los gasoductos existentes sin tratamiento previo. Cuando ese sistema se satura, se convierte en un techo para seguir aumentando la producción: crecer en petróleo y gas, sin esta infraestructura, tiene límite físico.