Shale24+Santander Energy Summit
El gas de Vaca Muerta tiene un mayor contenido de componentes licuables -etano, propano, butano y gasolina natural- que lo hace significativamente más rico en valor que el gas convencional, el que alguna vez fue predominante en la cuenca neuquina por Loma La Lata. Esa riqueza ahora es parte de dos apuestas de infraestructura que representan la evolución del midstream.
Esas apuestas son las de Compañía MEGA, con 25 años de historia separando y fraccionando líquidos desde Loma La Lata hasta Bahía Blanca, y TGS, que acaba de anunciar la inversión más ambiciosa del rubro en décadas. Ambas coinciden en el diagnóstico: la industrialización de los líquidos del gas (o NGL's, natural liquid gas) es la vía para multiplicar el valor del recurso.
Ese fue uno de los ejes abordados en el Shale24+Santander Energy Summit durante el panel “Gas natural, GNL, NGL’s, mercados y evolución”, moderado por Daniel Núñez, director del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA), y donde estuvieron Oscar Sardi, CEO de Transportadora Gas del Sur (TGS), y Tomás Córdoba, CEO de MEGA, con la participación además de Gerardo Gómez, CEO de Naturgy Argentina y Gerardo Zmijak, Director Trafigura Argentina.
MEGA duplica su capacidad
Compañía MEGA opera desde 1999 el sistema de separación y fraccionamiento que va desde Loma La Lata, en Neuquén, hasta su planta en Bahía Blanca, donde fracciona propano, butano, etano y gasolina natural. El polieducto propio que conecta ambos puntos es parte de la infraestructura original del proyecto, pensada para el gas convencional del yacimiento que le dio origen.
La irrupción del shale gas cambió las proporciones: el gas no convencional, junto al gas asociado que viene junto al shale oil, tiene una riqueza en licuables sensiblemente mayor y eso saturó la capacidad de fraccionamiento en Bahía Blanca antes de que se llegara al límite de separación en Neuquén. La respuesta fue una ampliación que acaba de entrar en operación.
Tomás Córdoba, CEO de MEGA, lo detalló así: “estábamos hasta terminada esta obra, entre 4800 y 5000 toneladas de los distintos productos por día, y una vez terminada, y otras fases de ampliación que ya estamos ejecutando, nos vamos a ir a unas 7.200 toneladas de producción de líquidos”.
“Entre la inversión terminada y esta inversión, que hemos presentado al RIGI en marzo, estamos hablando de un programa de inversiones de alrededor de 650 millones de dólares que estamos en plena ejecución, entendiendo la importancia de transformar el recurso natural en valor económico”.
Dentro de ese plan de expansión, MEGA incorporó una etanizadora al nuevo tren de fraccionamiento. El equipo permite separar el etano del resto de los licuables para comercializarlo de forma independiente. Hoy el único comprador de etano en Argentina es Dow, cuya demanda está acotada a los volúmenes que absorbe su planta petroquímica en Bahía Blanca.
Córdoba reconoció que el debate interno sobre si avanzar hacia la industrialización del etano (en lugar de exportarlo como gas natural) está abierto, aunque advirtió que los precios internacionales del segmento petroquímico no acompañan en este momento y que la decisión requiere visión de largo plazo y articulación entre empresas.
TGS: u$s 3.000 millones y 45 meses de ejecución
Por su parte, TGS construyó en los últimos años una posición de midstreamer en Vaca Muerta con más de 180 kilómetros de gasoductos propios y una planta de acondicionamiento en Tratayén que hoy procesa 28 millones de metros cúbicos diarios. El paso siguiente es una planta de procesamiento para recuperar los licuables del gas rico, un nuevo polieducto hasta Bahía Blanca y una planta de fraccionamiento en ese destino.
Todo esto ha sido presentado al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) con una inversión total de u$s 3.000 millones.
Oscar Sardi, CEO de TGS, explicó la lógica y la escala de la apuesta:
“Este proyecto comienza a pensarse, a soñarse allá por el año 2017, 2018, cuando TGS decide ser un protagonista en Vaca Muerta y convertirse en lo que se conoce en el mundo como midstreamer”, dijo Oscar Sardi de TGS en su intervención en el panel.
“En aquel momento comenzamos con una inversión de 300 millones. Esta inversión hoy ya ha sumado a la fecha más de 700 millones: son más de 180 kilómetros de caño instalado en Vaca Muerta, con una planta de acondicionamiento que comenzó con 5 millones de metros cúbicos diarios y hoy ya acumula una capacidad de 28 millones de metros cúbicos día”, recordó.
TGS procesará propano, butano y gasolina natural -sin etano, por ausencia de comprador, como se dijo antes-, con una producción esperada de entre 7.700 y 8.000 toneladas diarias, equivalentes a unas 2,73 millones de toneladas anuales para exportación.
La empresa ya firmó acuerdos de offtake con YPF, Pan American Energy y Chevron, que cubren el 80% de la capacidad de la planta. El tiempo de ejecución es de 45 meses, con puesta en marcha proyectada para fines de 2029 o principios de 2030.
Sardi subrayó además la dimensión operativa del problema dado que el gas no convencional de Vaca Muerta -tanto shale gas como gas asociado a la producción de petróleo- tienen una riqueza tal en licuables que, de no extraerse antes de ingresar al sistema de transporte, los gasoductos quedarán fuera de especificación.
El ente regulador puede entonces restringir el acceso, lo que limitaría directamente la producción de petróleo. En ese sentido, la expansión del procesamiento de licuables no es solo una oportunidad de monetización: es una condición para sostener el crecimiento de la cuenca.