Jornada de Gas Natural y GNL 2026
El gas de Vaca Muerta tiene una riqueza de líquidos que permitiría producir entre 6 y 9 millones de toneladas anuales de etano. Jorge Foglietta, presidente de J.H. Foglietta Consulting, lo confirmó en la 4ª Jornada de Gas Natural y Gas Natural Licuado 2026, que se realizó en el Auditorio Techint de la Ciudad de Buenos Aires.
El especialista propuso reservar una parte para la industria petroquímica local y exportar el resto, con una condición: ampliar la infraestructura de procesamiento, fraccionamiento y transporte. Para dimensionar el recurso, Foglietta recordó que en la industria un gas con más de 3 galones de líquidos por cada mil pies cúbicos (GPM) ya se considera rico.
El de Vaca Muerta llega a 8 GPM, el mismo orden que el gas que procesará YPF para su proyecto de gas natural licuado (GNL). Incluso contó que recibió hace poco el análisis de una muestra de 10 GPM, con 14% de etano y 11% de propano. Sobre esa base calculó que bajo tierra hay unos 605 millones de toneladas de etano.
Con una recuperación del 90% de las reservas y un procesamiento criogénico con una eficiencia cercana al 85%, el volumen recuperable rondaría los 463 millones de toneladas.
El 20% de la producción anual, unos 1,8 millones de toneladas, alcanzaría para abastecer una planta de alrededor de 1,4 millones de toneladas anuales de etileno. Foglietta lo planteó como respuesta a quienes alguna vez le criticaron que quisiera vender todo el etano, y advirtió sobre los tiempos.
Una compañía como Exxon puede tardar unos tres años en justificar la decisión final de inversión (FID) de un proyecto así, y la construcción demanda otros cuatro. La producción de etileno llegaría, entonces, en unos siete años. Para el 80% restante, su propuesta es la exportación. “Mi deseo sería que lo pudiéramos capitalizar y venderlo”, dijo.
Como referencia tomó a Estados Unidos, donde la exportación de etano arrancó con el desarrollo del Marcellus y el tamaño de los buques creció a la par del mercado. En el caso de Argentina LNG, sus estimaciones propias indican que el proyecto podría producir alrededor de 2,4 millones de toneladas de etano y 2 millones de toneladas de propano, además de butanos y gasolina natural. A esos volúmenes se suma el GNL, que según indicó podría expandirse hasta 18 millones de toneladas anuales.
Los líquidos que no se procesan terminan frenando la producción
Foglietta identificó dos riesgos. El primero es la competencia: la Argentina llegaría al mercado en un momento de excedente de capacidad de licuefacción y de oferta de líquidos del gas natural, por lo que deberá optimizar los costos de toda la cadena. El segundo son los plazos.
Si un proyecto se demora, se retrasa la colocación de los productos. Y como los líquidos llegan con el gas asociado, la falta de capacidad para extraerlos genera un efecto dominó que puede retener la producción de crudo. Según explicó, la restricción se vería primero en los gasoductos de gas seco y en las plantas de fraccionamiento.
Mencionó como parte de la solución los proyectos de TGS, Compañía Mega y Argentina LNG, y consideró que alcanzan, aunque con un margen de maniobra acotado. Para Foglietta, todavía son pocos los operadores de midstream y hacen falta más empresas que tomen las oportunidades de negocio que el mercado abre a los productores.
El cronograma es la otra limitación. El proyecto de líquidos de TGS, cuya decisión final de inversión la compañía confirmó en junio, prevé entrar en operación en 2030. Tiene una inversión de u$s 3.000 millones, con procesamiento en la planta de Tratayén y fraccionamiento en Bahía Blanca.
Mientras tanto, propuso soluciones intermedias:
- pequeñas plantas localizadas de tratamiento y de ajuste del punto de rocío;
- plantas de fraccionamiento;
- hubs de conexión y movimiento de líquidos a escala zonal;
- un ducto virtual para llevar los líquidos recuperados a centros de procesamiento;
- la reinyección de gas en yacimientos convencionales, para no perder su valor.
Cuánto cuesta una planta de etano de 2 millones de toneladas
El etano puede extraerse junto con los proyectos de GNL o en forma independiente, con una cadena similar a la del gas licuado: tratamiento, deshidratación, licuefacción y transporte. Foglietta planteó incluso la posibilidad de instalaciones separadas que compartan el sistema de refrigeración. Para una planta de unos 2 millones de toneladas anuales estimó una inversión de entre u$s 1.100 y u$s 1.400 millones.
A valores actuales, calculó que el etano podría entregarse a u$s 245 por tonelada en Brasil, u$s 295 en Europa y u$s 345 en Asia. Para llegar al mercado asiático, los buques que salgan de Bahía Blanca tendrían que cruzar el cabo de Hornos, mientras que los de Estados Unidos usan el canal de Panamá. Hacia India, en cambio, la Argentina tiene una ruta directa más competitiva que la estadounidense, según explicó.
La otra desventaja es la infraestructura: Estados Unidos opera terminales y almacenamiento amortizados, con tarifas optimizadas. A favor de la Argentina juega el costo de separación, porque el gas ya debe acondicionarse y el etano se separa en ese mismo proceso. Foglietta definió al midstream como el puente hacia el potencial de Vaca Muerta, tanto en líquidos como en GNL. “Todo lo que hay en el medio entre producir y vender es el midstream”, resumió. Citó el caso de Texas, donde la expansión de esa infraestructura permitió el avance de varios proyectos de GNL.
Entre las oportunidades para la Argentina enumeró la extracción, el transporte y el fraccionamiento de líquidos, la licuefacción y venta de GNL, la producción de olefinas y pequeñas plantas modulares de GNL para la demanda interna. También propuso un sistema de inteligencia sobre la infraestructura que se instala en la formación.
“A mí me encantaría que haya un equipo con un helicóptero” recorriendo Vaca Muerta para relevar las obras y volcarlas cada noche en un plano, dijo, y lo presentó como una oportunidad de negocio para quien quiera tomarla. Para el cierre sostuvo que el potencial de Vaca Muerta está bajo tierra y que el verdadero valor llegará con el desarrollo del midstream y agregó, que sin esa infraestructura “no vamos a ninguna parte”.