El Ing. José Luis Sureda, consultor y ex Secretario de Desarrollo Hidrocarburífero de la Nación, analizó la infraestructura de exportación de gas natural licuado, los indicadores de precio que van a marcar la competitividad del país y el rol del financiamiento y la actividad comercial para sostener los proyectos.
¿Está preparada la infraestructura de Vaca Muerta para el salto exportador de GNL hacia 2027?
Se está preparando. Hoy está en desarrollo la infraestructura necesaria para los proyectos de exportación. Southern Energy, el primero en arrancar, en 2027, ya tiene adjudicada la obra del gasoducto desde Tratayén hasta el Golfo de San Matías, donde van a estar los barcos licuefactores. YPF acaba de terminar la licitación para su proyecto Argentina LNG, más grande que el de Southern Energy. El desarrollo está, efectivamente, en marcha.
¿Dónde está el margen de mejora en costos: en los pozos, en el transporte hasta la costa o en la planta de licuefacción?
El transporte dedicado que se está instalando es una infraestructura claramente competitiva: moderna, con la última tecnología e ingeniería, y con costos aceptables. Además, estos proyectos están dentro del régimen RIGI, que suma beneficios de competitividad. Donde todavía hay terreno para ganar eficiencia es en los pozos: perforación, desarrollo y fractura. Esas ganancias se van a ir dando, como ocurrió hasta ahora, a medida que avanzan los proyectos. Un ejemplo concreto es la arena: el flete es muy caro en Argentina comparado con Estados Unidos, y eso requiere inversión en infraestructura dedicada que hay que hacer y se va a hacer.
El negocio va a depender de leer en tiempo real los precios de referencia internacionales. ¿Cuáles son esos indicadores?
Hay cuatro indicadores: el Henry Hub, precio del gas en Estados Unidos y hoy benchmark mundial por sus exportaciones de LNG; el JKM, precio del LNG puesto en Asia —Japón, Corea—; el TTF, que marca el precio en Europa; y el Brent, porque buena parte del LNG se compra vinculado al petróleo. Pero la competitividad no está dada solo por esos precios, sino por la distancia a los mercados de destino: si Argentina le vende a China, el flete desde el Golfo de San Matías cuesta 4 dólares; si le vende a Europa, 2. Esa diferencia orienta hacia dónde conviene vender. Más que estar “preparado”, se trata de negociar con cada comprador y saber leer la volatilidad de cada indicador. Ahí Argentina tiene una ventaja: para llegar a Europa o Asia no hace falta pasar por canales con restricciones, como el de Ormuz o el de Suez, algo clave para la seguridad de suministro.
Frente a Estados Unidos y Qatar, ¿qué tecnología de licuefacción se está evaluando o instalando en los proyectos argentinos?
Con Qatar no se puede competir: tiene un precio de gas en boca de pozo bajísimo, con el que sostiene su producción, y está al lado de los grandes mercados asiáticos. Con Estados Unidos sí se puede competir, y ahí entra la infraestructura: barcos modernos, tecnología eficiente. Son elementos que Argentina puede decidir —y está decidiendo.
¿Cómo se concilia el mercado interno con la posibilidad de exportar en la contraestación, aprovechando el verano local frente al invierno del hemisferio norte?
No hay una curva que gestionar en ese sentido. Va a haber contratos de venta para el mercado interno y para el externo, cada uno con sus propias condiciones, y los proyectos de GNL firman su compra-venta en función del mercado internacional del LNG, sin relación con el interno. Ahora, si a un productor le sobra gas local, puede volcarlo a la planta de LNG, sobre todo en el verano local. Y también va a darse a la inversa, en el verano del hemisferio norte. Pero todo está sujeto a los contratos, que hay que cumplir en los dos sentidos al mismo tiempo.
Sin todavía una trayectoria como exportador confiable, ¿qué esquema de precios le conviene más al proyecto argentino en sus primeros años?
Conviene diversificar: vender un porcentaje indexado a Henry Hub y otro a Brent, por ejemplo. Es diversificar el riesgo, no tomarlo todo sobre un único precio de referencia.
Si Argentina no logra ser eficiente en costos o pierde la chance de capturar el mercado spot, ¿cuál es el cuello de botella más urgente hoy: el marco regulatorio, la infraestructura o el financiamiento?
Es una cuestión 100% comercial. Argentina, como cualquier productor de LNG, va a tener que estar activa en el mercado spot: es central en el desarrollo comercial de estos proyectos. El financiamiento es clave en la construcción, sobre todo cuando se estructura “off-balance”: el banco no le presta a los accionistas, sino al proyecto mismo, y exige que el primer dinero que ingrese por ventas se use para pagar esa deuda. Eso obliga a una eficiencia comercial total: no puede quedar una molécula sin vender. Y los contratos, de largo plazo o spot, hay que honrarlos a rajatabla, porque si no, se derrumba todo.
Pensando en 2027, ¿qué tiene que pasar para que Vaca Muerta esté en condiciones de competir con el modelo de Estados Unidos?
El proyecto de Southern Energy, que arranca en 2027, está organizado y diseñado para ser competitivo, y creo que lo va a ser: no creo que no pueda competir con los norteamericanos, al contrario. Y hay algo más que vale la pena remarcar, detrás de toda esta fiebre exportadora: si uno quiere producir mucho petróleo, va a producir mucho gas asociado, y si no hay mercado para ese gas, no se puede producir el petróleo. Los proyectos de LNG viabilizan el desarrollo acelerado de la producción petrolera porque le dan un mercado al gas: en un yacimiento neuquino, aunque el gas se venda barato, la ganancia se toma en el petróleo. Por eso el LNG viabiliza el desarrollo del petróleo, además de sus méritos propios.
