La Argentina se convertirá, desde agosto, en un miembro del selecto club de exportadores de gas líquido (GNL) en barco. YPF avanza en ese proyecto a través de pruebas, trabajos técnicos y otros procesos que están muy avanzados, según fuentes del sector.
Argentina importará gas este año por US$ 2.000 millones. Y estaría en condiciones de exportar cerca de US$ 200 millones desde agosto o septiembre. La balanza de intercambio comercial seguirá dando rojo, aunque el Gobierno espera compensarlo con despachos externos de petróleo, una tendencia que vino bien encaminada durante el primer trimestre.
La primera exportación de GNL se está armando con cuidado. Mega (cuyo control accionario está en venta, con YPF con una de las principales interesadas) posee un puerto en Bahía Blanca. Allí llegaban los buques metaneros con importaciones. Pero este año ese puerto se usará solo para exportar. Allí YPF está realizando pruebas de licuefacción en un barco que alquiló.
A mediados de abril, un buque metanero llegó para descargar GNL en el puerto de Escobar. En ese momento, se guardó una reserva de 3.000 metros cúbicos y se la descargó en una barcaza para probar los equipos.
Desde hace tres semanas, además de la barcaza, YPF está realizando ajustes en la planta de Aminas, que es una que construyeron sobre tierra, dentro del complejo de Mega, para tratar el gas que llega vía el gasoducto de Vaca Muerta, antes de inyectarlo en la barcaza.
El barco exportador ya está en Bahía Blanca. Será rebautizado como Tango FLNG. Podrá procesar 2,5 millones de metros cúbicos de gas diarios o 500.000 toneladas de GNL por año, equivalentes a 8 barcos. Eso representa, según estimaciones de YPF, US$ 200 millones de exportaciones a destinos como los países del Sudeste Asiático, Europa o mercados de la región.
En YPF siguen con atención la evolución de los precios internacionales. En la compañía insisten en que su principal proyecto es una planta de almacenamiento y licuefacción de gran escala. Ese proyecto permitiría guardar el gas de Vaca Muerta, que sobra en verano, para poder usarlo en invierno. Como esta iniciativa requiere de miles de millones de dólares más algunos cambios regulatorios, en la petrolera estatal creen que se estudiará durante la próxima administración.