YPF se suma al proyecto de TGS para exportar líquidos derivados del gas de Vaca Muerta
La petrolera con control estatal aprobó incorporarse como proveedora de la iniciativa de US$3000 millones que permitirá vender al mundo propano, butano y gasolina natural desde Bahía Blanca; la transportadora confirmó que presentará próximamente su adhesión al RIGI
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El megaproyecto de Transportadora de Gas del Sur (TGS) para exportar líquidos derivados del gas de Vaca Muerta comenzó a dar pasos concretos para su ejecución. Según pudo saber LA NACION, el directorio de YPF aprobó esta semana su incorporación como proveedora de la iniciativa de aproximadamente US$3000 millones que permitirá producir y exportar propano, butano y gasolina natural desde Bahía Blanca. Además, el CEO de TGS, Oscar Sardi, confirmó que la compañía se encuentra a horas de presentar formalmente la adhesión de la iniciativa al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
La participación de YPF representa un avance relevante para el proyecto NGL (Natural Gas Liquids), anunciado en marzo por la transportista. La petrolera no ingresará como accionista, sino como productora y proveedora de gas rico en componentes licuables provenientes de Vaca Muerta, que serán procesados por la infraestructura que construirá TGS.
“YPF es un productor. Lo que va a hacer es contratarle a TGS el transporte para llegar hasta Tratayén. Allí vamos a cobrar una tarifa para procesar el gas y, posteriormente, el productor tendrá los líquidos que luego serán comercializados por el segundo vehículo del proyecto”, explicó Sardi a LA NACION.
La iniciativa busca capturar una oportunidad que gana relevancia a medida que crece la producción de shale gas en Neuquén. A diferencia de otros yacimientos, el gas de Vaca Muerta contiene una proporción excepcionalmente alta de componentes licuables.
“Un gas natural estándar tiene normalmente un 10% de componentes licuables. El gas de Vaca Muerta tiene entre 25% y 30%. Ahí radica gran parte de la importancia del proyecto”, sostuvo el ejecutivo.
El desarrollo contempla una transformación profunda de la infraestructura existente. En una primera etapa se construirá un nuevo gasoducto para separar el gas húmedo del gas seco y maximizar la recuperación de líquidos. Mientras el gas seco continuará ingresando al sistema de transporte tradicional para abastecer la demanda doméstica, el gas húmedo será enviado a una planta de procesamiento en Tratayén.
Allí, mediante procesos de presión y temperatura, se extraerán los componentes licuables. El resultado será la separación de propano, butano y gasolina natural por un lado, mientras que el metano y el etano continuarán circulando por los gasoductos convencionales.
Los líquidos obtenidos serán transportados a través de un nuevo poliducto de aproximadamente 573 kilómetros que conectará Neuquén con Bahía Blanca. En esa ciudad se construirá una planta de fraccionamiento y almacenamiento desde donde se exportarán los productos finales hacia los mercados internacionales.
“Es una sopa de productos que llega hasta Bahía Blanca y allí se separa. El propano va por un lado, el butano por otro y la gasolina por otro. Después se almacenan y se exportan”, describió Sardi.
Según las estimaciones de la compañía, el proyecto demandará alrededor de US$3000 millones de inversión, generará 4000 puestos de trabajo directos y otros 15.000 indirectos durante su construcción. Una vez operativo, permitiría exportaciones anuales cercanas a los US$1200 millones.
La estructura societaria también fue diseñada para adecuarse a los beneficios del RIGI. TGS prevé dividir la iniciativa en dos vehículos independientes. El primero estará radicado en Neuquén e incluirá el nuevo gasoducto y la planta de procesamiento. El segundo abarcará el poliducto hacia Bahía Blanca, las instalaciones de fraccionamiento, almacenamiento y exportación.
“Son dos sociedades que hoy son 100% de TGS. Más adelante podría incorporarse algún socio, pero actualmente pertenecen íntegramente a la compañía”, explicó el ejecutivo.
Además de YPF, la empresa ya cerró acuerdos con Pluspetrol y Chevron para abastecer parte de la capacidad de procesamiento prevista. Según Sardi, esos contratos permiten cubrir aproximadamente el 70% de la capacidad inicial de la planta, un factor clave para respaldar la presentación ante el RIGI y avanzar posteriormente con la búsqueda de financiamiento.
