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Inversión de US$ 400 millones
YPF y Eurnekian quieren instalar una terminal flotante de GNL en el Río de la Plata
Vie 7
julio 2017
07 julio 2017
La petrolera controlada por el Estado y Corporación América participan de un proyecto para construir una tercera planta regasificadora de GNL en el país. Se trata de una terminal flotante frente a las costas de La Plata, que inyectará gas frente en un punto cercano al aeroparque Jorge Newbery. Permitirá reemplazar el gasoil importado para centrales eléctricas durante el invierno. YPF lanzó en marzo una convocatoria al mercado.
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La construcción de una tercera terminal regasificadora de Gas Natural Licuado (GNL) está cerca de ser una realidad. El proyecto tiene una serie de particularidades tecnológicas novedosas e involucra a dos compañías de mucho peso en el ámbito local. Son YPF, la mayor productora de hidrocarburos de la Argentina, y Corporación América, el holding de Eduardo Eurnekian, uno de los tres empresarios más ricos del país.

En concreto, YPF está dispuesta a dar respaldo comercial al proyecto de instalación de una nueva planta de GNL. La petrolera bajo control estatal oficiará como offtaker de la iniciativa: comprará todo el gas regasificado en la terminal y estará a cargo de su comercialización en el mercado argentino. CGC, en tanto, brazo petrolero de Corporación América, será uno de los socios principales del consorcio internacional que financiará la obra, que demandará una inversión cercana a los US$ 400 millones, según confirmaron a EconoJournal fuentes directamente vinculadas al proyecto.

¿Cuál es la innovación tecnológica del proyecto? Se tratará de una terminal flotante que estará ubicada en el Río de la Plata a la altura del partido de Ensenada. A diferencia de las terminal de Escobar y Bahía Blanca, que operan a través de un buque regasificador amarrado en un muelle, esta planta estará montada sobre una plataforma flotante que se apoyará a través de cuatro pilotes en el lecho del Río de la Plata. Desde allí se conectará a través de un gasoducto de alrededor de 40 kilómetros de extensión hasta un punto de inyección de Metrogas, la mayor distribuidora de gas de la Argentina, en la costanera porteña; más precisamente detrás del circuito KDT lindero al aeroparque Jorge Newbery.

Hugo Eurnekian, presidente de CGC, brazo energético de Corporación América

La multinacional francesa Technip, especializada en el diseño de terminales flotantes, oficiará como tecnólogo del proyecto. Las fuentes consultadas que la plataforma no precisa del abrigo de ningún muelle y puede operar en un escenario de aguas abiertas con hostilidad climática.

Desde un punto de vista estratégico, la terminal está pensada para reemplazar la importación de combustibles líquidos para el parque termoeléctrico. En especial, se apunta a reemplazar con GNL el gasoil que se importa para cubrir pico de demanda de las centrales térmicas durante el invierno. El gasoil es el derivado del petróleo más caro del mercado, además de ser más contaminante que el gas. El proyecto en que están embarcados YPF y Eurnekian permitiría abaratar la importación de combustibles para las usinas eléctricas y al mismo tiempo reducir la emisión de gases contaminantes a la atmósfera.

Cada invierno se pierde la oportunidad de ahorrar para el sistema eléctrico argentino cerca de US$ 270 millones, que equivalen a la diferencia de precio entre la paridad de importación del gasoil y la del GNL, según indicó un ejecutivo del sector. “Ya dejamos pasar ese ahorro en 2016 y 2017. Ya está perdido el 2018 y en 2019, si no nos apuramos, totalizaremos una pérdida de US$ 1000 millones”, advirtió.

Una ilustración de la terminal flotante de GNL diseñada por Technip

Concretamente, la terminal de GNL está pensada para abastecer de gas a las centrales térmicas del área metropolitana, como Central Puerto, del grupo Sadesa, un holding de empresarios locales, y Central Costanera, de la italiana Enel, entre otras usinas. Se trata de las dos mayores usinas de generación eléctrica del país. Entre las dos consumen cerca de 15 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas. La terminal podría inyectar entre 14 y 20 MMm3/día de gas al sistema. Con una ventaja: al inyectarse directamente en un punto de ingreso de Metrogas cercano a la zona de aeroparque, la planta no demandará capacidad de transporte en el anillo de gasoductos que rodea Buenos Aires, liberando de esa manera capacidad para evitar cortes a grandes usuarios industriales.

¿Qué grado de avance tiene la obra? Durante el 2016 YPF evaluó diferentes alternativas técnicas para sustituir el abastecimiento de gasoil importado a centrales térmicas. Este invierno se importarán cerca de 1,3 millones de m3 del combustible. Su factura se pagará, en gran medida, a través de subsidios del Estado a Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista, que está a cargo de la importación.

En ese marco, recibió propuestas de varias empresas locales e internacionales. Con ese input, en marzo de este año la petrolera presidida por Miguel Gutiérrez salió con una convocatoria oficial al mercado a buscar distintas soluciones técnicas para que la Argentina cuente con una nueva unidad de regasificación, con capacidad de almacenar más de 120.000 m3 de GNL. El consorcio integrado por el holding de Eurnekian, entre otros inversores internacionales, fue la que mayor interés mostró. El consorcio estará a cargo del financiamiento de la obra. YPF no participará del Capex.

Marcos Browne, VP de Gas de YPF, impulsa la iniciativa.

“Para todos aquellos proyectos  que no integran su core business, como la generación eléctrica o este de regasificación de gas, YPF buscará socios que puedan apalancar el financiamiento necesario para llevar adelante los proyectos”, explicó un directivo petrolero que está al tanto del plan de negocios de la compañía controlada por el Estado. A contramano de lo que podría pensarse inicialmente, la instalación de una tercera terminal regasificadora de GNL no competirá con el desarrollo de nuevos yacimientos de gas, en especial con los campos no convencionales de Vaca Muerta. Primero, porque aún cuando aumente la oferta de gas desde la cuenca Neuquina u otras regionales del país, esa producción adicional no podrá inyectarse al sistema hasta que no se amplíe la capacidad de transporte troncal de gas en el anillo que circunda Buenos Aires. Y segundo, porque hasta tanto no crezca la demanda base de gas en verano (por un incremento del consumo de industrias o centrales eléctricas), el desarrollo de yacimientos de shale gas en Vaca Muerta no parece la opción más eficiente para cubrir los picos estacionales de la demanda de gas en el invierno.

La estrategia de desarrollo de reservas en Vaca Muerta requiere de una demanda continua y estable de gas todo el año para que el desarrollo sea posible con la perspectiva actual de precios”, explicó un técnico que participa de la iniciativa.

Con todo, la decisión final de concretar el proyecto aún no está tomada. Depende de las señales regulatorias que envíe el Gobierno con relación a favorecer la recontractualización del mercado de gas. «YPF y Corporación América aún no ha tomado aún la decisión final, pero avanzará en la ejecución de análisis para estar listos para su ejecución en los próximos meses mientras se aclara el panorama regulatorio», indicaron las fuentes consultadas.

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  1. El grafico que aparece no corresponde a la necesidad del proyecto. Aparentemente se trata de una unidad flotante de producción, almacenaje y descarga de gas licuado (FPSOG), cuando corresponderia a una FSRU, o sea con capacidad de almacenaje de GNL y re gasificación.

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