Techint podría cerrar una planta industrial si pierde una licitación contra China
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Paolo Rocca, el dueño del gigante industrial Techint, analiza cerrar la planta de SIAT Tenaris en Valentín Alsina, Buenos Aires, si China gana una competencia para fabricar los caños de acero del primer gasoducto "dedicado" a las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL), que recorrerá unos 480 kilómetros entre Vaca Muerta, en Neuquén, hasta las costas de San Antonio Este, Río Negro. Así lo hicieron saber ejecutivos de la "T" en el sector, aunque también hay interesados de India, España, Colombia, México, Japón, Grecia y Turquía.
La licitación la encabeza el Vehículo de Proyecto Único (VPU) "San Matías Pipeline", que se presentó al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en octubre y espera la aprobación del Gobierno.
El gasoducto será utilizado por el consorcio Southern Energy (SESA), integrado por las petroleras Pan American Energy (PAE, de la familia Bulgheroni), YPF, Pampa Energía (de la familia Mindlin), la británica de capitales alemanes Harbour Energy y la noruega Golar LNG. Y el resultado se conocerá en las próximas semanas.
El líder de Southern Energy es PAE, que tiene entre sus accionistas a la China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), con el 25%, socios en partes iguales de la familia Bulgheroni en Bridas, y de la británica BP (ex British Petroleum), dueña del otro 50%. Pero la oferta ganadora será la más competitiva, dados los altos costos y bajos márgenes de un proyecto de este estilo.
Caños chinos para los gasoductos
Hay un antecedente reciente que puso en alerta a Rocca: el mes pasado llegaron a Río Negro las primeras 5.000 toneladas de caños de acero chino revestidos de concreto para conectar 15 kilómetros "en tierra" (onshore) entre el gasoducto San Martín y San Antonio Este, así como 2 tramos de 6 kilómetros submarinos (offshore) cada uno entre la costa atlántica y el sitio donde se instalarán los barcos de licuefacción Hilli Episeyo y MK II.
Fuentes de la industria cuentan que Tenaris cotizó en las últimas licitaciones internacionales de 10% y hasta 25% más caro que otras firmas. Mientras que otros conocedores del sector apuntan que esa diferencia se debe a la "mejor calidad" del acero de Techint frente a la industria china y el servicio que da la "T" en Argentina.
Un caso reciente de esa brecha sucedió en la licitación de caños para el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), donde la oferta más barata fue la de una empresa india; pero finalmente Techint terminó aportando los tubos luego de que su brazo petrolero, Tecpetrol, ingresara como socio y comprometiera producción de futuros proyectos de shale oil como Los Toldos II Este.
La histórica fábrica de SIAT Tenaris en Valentín Alsina, en el partido bonaerense de Lanús, se inauguró en 1948 y ahora trabaja por proyecto, con una dotación de entre 300 y 400 empleados. Allí doblan la chapa importada de Brasil, donde tienen la planta de Confab.
En este momento, SIAT está produciendo los caños para el proyecto Duplicar Norte, que recolectará el petróleo del norte de Neuquén para conectarlo a la red troncal de Oleoductos del Valle (Oldelval), que desagota en el puerto de Bahía Blanca.
Sin embargo, según contaron calificadas fuentes de Techint, Rocca considera bajar las persianas si un proyecto de exportaciones argentinas liderado por empresarios locales elige abastecerse con industria china, país al que acusa de competencia desleal. Lo entenderá, sobre todo, como una señal de que la Argentina elige exportaciones de materias primas sin valor agregado industrial nacional, tal como informa Clarín.
En tanto, la advertencia de uno de los empresarios más ricos de la Argentina llegó a los despachos oficiales, donde esgrimen que "el Gobierno fomenta licitaciones transparentes, donde gana la mejor opción; el precio suele ser un componente importante".
El GNL en Argentina
Los proyectos de exportaciones de gas licuado tienen márgenes muy ajustados en todo el mundo y una diferencia de costos de entre 10% y 25%, como suele haber entre las ofertas de China y los fabricantes locales, podría significar un incremento de unos 50 millones de dólares, que volvería poco rentables las ventas de GNL de la Argentina.
"La rentabilidad de este tipo de proyectos es acotada y de alto riesgo, por lo que cualquier aumento de costos pone en riesgo su propia viabilidad. En proyectos de esta magnitud, la estructura de costos tiene que estar muy bien diseñada porque una diferencia en los precios de los caños podría significar un sobrecosto millonario, algo inaceptable en proyectos de esta escala", explican expertos.
El precio del gas licuado en el mundo ronda ahora los 10 dólares por millón de BTU, aunque se espera que primero siga cayendo en los próximos años por una sobreoferta mundial y, después, que rebote hacia 2030 o 2031, para cuando la demanda crecerá más rápido que la oferta.
Para llegar a Europa, donde Southern Energy ya tiene un contrato de abastecimiento por 8 años de un tercio de su producción con la estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE), el gas natural puesto en Río Negro está a u$s4,50; la licuefacción cuesta u$s3 y el transporte por barcos carrier, u$s1,20.
Es decir, que hacia atrás en la cadena -desde Vaca Muerta hasta Río Negro- se necesitan eficiencias para extraer el gas y ser rentable a menos de u$s2.
Southern Energy iniciará en la primavera de 2027 con las ventas de gas licuado aprovechando la capacidad instalada ociosa en Río Negro del gasoducto troncal San Martín, que va desde Tierra del Fuego hasta Buenos Aires. Las exportaciones a través del barco de licuefacción Hilli Episeyo -alquilado a Golar LNG, hoy en Camerún- arrancarán cuando se reduzca la alta demanda estacional de ese invierno.
A esas exportaciones de 2,45 millones de toneladas métricas por año (MTPA) de gas licuado se sumarán a partir de 2028 las del barco MK II, por otros 3,5 MTPA, para un negocio que promete ventas por unos 2.500 millones de dólares por año.
El líder del consorcio SESA es PAE, que fue la primera que avanzó en 2024 con su proyecto de GNL, más rápido que YPF (también socio). El diferencial es que las inversiones por u$s2.900 millones en los primeros 10 años se financiarán mayormente con capital propio.
YPF, por su parte, explora una estrategia con la italiana ENI y la emiratí XRG -filial de Adnoc- para exportar 12 MTPA a partir de 2029 o 2030, pero necesita financiamiento internacional por unos 12.500 millones de dólares, algo que confía conseguir en el primer semestre del año que viene. Shell acaba de confirmar que se baja de ese proyecto, aunque sigue abierto a futuras opciones más adelante.