La nueva Vaca Muerta: expansión del negocio del gas impulsado por el RIGI
El crecimiento del sector midstream en Argentina
El incremento en la producción de petróleo y gas no convencional en Vaca Muerta está propiciando el desarrollo de un sector que, hasta ahora, había mantenido un perfil bajo en Argentina: el sector midstream. Este segmento se coloca «en el medio» entre el upstream, que abarca la exploración y la producción de hidrocarburos, y el downstream, que se centra en la refinación y comercialización de combustibles.
El midstream implica el tratamiento del petróleo y el gas para que cumplan con las especificaciones técnicas y de seguridad necesarias para ingresar a los oleoductos, gasoductos y poliductos. Esto incluye el transporte desde las zonas de producción hasta los puntos de fraccionamiento y la venta de los subproductos resultantes.
Los actores del sector midstream
Entre los principales actores en este sector se encuentran Compañía Mega, Transportadora de Gas del Sur (TGS) y Oleoductos del Valle (Oldelval), quienes están en pleno proceso de expansión debido al auge de Vaca Muerta. También se suman Transportadora de Gas del Norte (TGN), Oiltanking Ebytem (OTE) y Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), este último un oleoducto que se prevé inaugurar a finales de este año.
Características del negocio del gas en el midstream
La lógica del negocio se basa en el tratamiento del petróleo crudo y el gas natural, los cuales deben ser procesados para eliminar impurezas como el agua y el azufre, además de separar los distintos gases que emergen desde profundidades de 3.000 metros. Sin estos tratamientos, la expansión de la producción de petróleo y gas, que frecuentemente vienen de manera conjunta, no sería viable.
Históricamente, el gas proveniente de Neuquén, particularmente del yacimiento Loma La Lata, estaba compuesto en un 90% por metano y en un 10% por líquidos del gas natural (NGL’s), que incluyen etano, propano, butano y gasolinas naturales. Estos gases son usados en la industria petroquímica, para la producción de gas en garrafas y en las mezclas en refinerías. Sin embargo, con la llegada del shale, esa proporción ha cambiado a 80% de metano y 20% de líquidos, lo que resulta en un gas más rico y con mayor poder calorífico.
Mientras el gas metano tiene un costo de entre 3 y 4 dólares por millón de BTU en Argentina, la mezcla de líquidos que se transporta a través de un poliducto de 600 kilómetros hacia el polo petroquímico de Bahía Blanca se valoriza entre 6 y 7 dólares por millón de BTU, lo que representa el doble.
Iniciativas bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI)
Las empresas que realizan el acondicionamiento del gas para su seguridad en los gasoductos, como Mega (parte de YPF con un 38% de participación, Petrobras con 34% y Dow con 28%) y TGS, que está bajo la dirección de Pampa Energía y Grupo Inversor Petroquímica, están buscando ampliar sus operaciones a través del RIGI.
Por ejemplo, TGS anunció recientemente un inversión de 3.000 millones de dólares para aumentar su capacidad de procesamiento de gas de 28 millones a 43 millones de m3 diarios. También prevén construir un poliducto y una planta de fraccionamiento que producirá 2,7 millones de toneladas de líquidos anualmente, proyectando exportaciones por 1.200 millones de dólares a partir de 2030.
Por su parte, Mega revelará en breve la ampliación de su planta de fraccionamiento en Bahía Blanca, elevando su capacidad de 4.800 a 5.500 toneladas por día, lo que representa 2 millones por año, tras una inversión de 260 millones de dólares. También se presentará al RIGI para asegurar 360 millones de dólares que incrementará su capacidad en 500.000 toneladas anuales, con un enfoque en el mercado de exportación y el consumo de etano de Dow, que es clave para la producción de polietileno, un material utilizado en envases y bolsas.
El propano y el butano que Mega produce son muy valorados tanto por YPF como por Petrobras, ya que el norte argentino y Brasil presentan una alta demanda de garrafas. Por su alcance geográfico, la distribución del Gas Licuado del Petróleo (GLP) resulta ser más económica que instalar redes de transporte y distribución de gas metano.
Debido a la situación de conflicto en Medio Oriente, incluso se ha visto que India tuvo que acudir a importar propano y butano desde Argentina para sustituir a los proveedores habituales, lo que les costó adicionalmente 400 dólares por tonelada, sobre un costo base de 400 dólares.
