No vamos a parar hasta que desde acá, de Vaca Muerta, exportemos US$30.000 millones en gas y petróleo”, decía, a fines de agosto de 2018, el entonces presidente Mauricio Macri.
De acuerdo al Plan Energético Nacional que su gobierno presentó ese año, la formación patagónica contribuiría con US$15.000 millones en exportaciones netas anuales (40% siendo de gas) hacia 2023 y podría llegar a los US$34.000 millones a 2027. Una apuesta ambiciosa, ya que implicaba desplazar al sector agropecuario como principal generador de divisas del país.
Ahora bien, para poder desarrollar una industria exportadora de gas natural y cumplir estas metas, es necesario, primero, contar con una infraestructura acorde a dichas necesidades y de bajos costos de producción. No solo hablamos de gasoductos o del tan comentado (y postergado) Tren Norpatagónico, entre otras obras; sino también de plantas para licuar el gas natural y poder llevarlo vía marítima a destinos más allá de lo que nuestros gasoductos nos permiten.
Son obras tan costosas (miles de millones de dólares) que, durante la pandemia Covid-19, muchos países decidieron cancelar este tipo de proyectos, dado que no son económicamente viables, sobre todo considerando el horizonte de precios que se proyectan para este combustible fósil.
A eso se suma que, más allá del entusiasmo de Macri, de momento a la Argentina no le ha ido bien con las exportaciones de gas natural licuado (GNL).
YPF y el GNL
En febrero de 2019, arribó a Bahía Blanca (provincia de Buenos Aires) la primera barcaza licuefactora Tango FLNG, una unidad flotante con capacidad de almacenamiento de 16.100 metros cúbicos de GNL y de procesamiento de 2,2 millones de metros cúbicos diarios con un costo de US$2,5 el millón de BTU. Fue alquilada por YPF por un plazo de 10 años a la empresa belga Exmar Energy por más de US$1000 millones.
Pero, el sueño duró poco: exactamente seis despachos (una exportación piloto y cinco envíos del ciclo regular con destino a Malta, Brasil o España, según el caso). En octubre de este año, YPF canceló el contrato (lo que le costará US$150 millones). La conclusión: con este proyecto, YPF no hizo sino perder plata, US$259 millones, según cálculos del sitio energético EconoJournal.
Tan desventajoso fue el contrato que, entre septiembre de 2019 y octubre de 2020, la petrolera de bandera perdió US$145 millones. ¿Qué sucedió? La proyección era facturar US$200 millones por la exportación de GNL y solo se recaudaron US$40 millones.
Todo, claro, se reduce a una cuestión de precio. Para que exportar GNL sea rentable para la Argentina, su valor debería haber estado por encima de los US$10 por millón de BTU. Pero, las ventas nunca superaron los US$3,30.
“Incluso para 2021 el precio internacional se estima que rondará entre los US$4 y los US$5,50, y no solo no se proyecta que en el corto plazo se alcancen los US$10, sino que para ver un precio de mercado superior a ese valor hay que mirar más de 5 años para atrás”, analiza el periodista especializado Matías Del Pozzi, en el diario Río Negro.
De continuar el proyecto, a 2029, YPF podría haber terminado perdiendo otros US$800 millones. “Comparada a esa suma, que equivale a 80 pozos en Vaca Muerta, los US$150 millones (15 pozos) que le costará la recensión del contrato resulta un número menos gravoso para las ajustadas cuentas de la compañía”, concluye Pozzi.
Y todo esto sin contar los costos asociados a, por ejemplo, alquilar el muelle del puerto de la empresa Mega, en Bahía Blanca, donde la barcaza Tango FLNG estuvo amarrada durante el tiempo que duró el sueño del GNL de exportación para YPF.
