Cómo seis megaobras de infraestructura están cambiando la matriz energética de la Argentina
Con inversiones que suman miles de millones de dólares, avanza una red de ductos y terminales que busca destrabar el crecimiento de Vaca Muerta y consolidar a la Argentina como exportador de crudo y gas
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LA NACIONSofía Diamante
Vaca Muerta ya no es solo la roca que cambió la ecuación energética argentina. Es, también, el motor de la mayor ola de infraestructura privada que atraviesa el país en décadas. La cuenca neuquina explica hoy el 67% de la producción de petróleo y el 60% de la de gas natural, con 900.000 barriles diarios y 160 millones de metros cúbicos por día, respectivamente. La meta es llegar al millón de barriles hacia fin de año y a 1,5 millones para 2030.
Como el consumo interno de nafta y gasoil ronda los 540.000 barriles diarios, todo el excedente se exporta, y cuanto más crece la producción, más crecen las divisas. Si la industria cumple con la proyección de 2030, generará ingresos anuales de al menos US$21.600 millones, con un precio promedio de US$60 el barril.
El ahorro de dólares no depende solo de las exportaciones. La mayor capacidad de los gasoductos también le permitirá al país depender cada vez menos de las importaciones de gas natural licuado (GNL) durante el invierno, un gasto que en los últimos años se volvió una de las principales fuentes de presión sobre las reservas del Banco Central.
Nada de esto es posible, sin embargo, sin ductos que saquen el crudo y el gas de Neuquén hacia los puertos y los centros de consumo. Ese es el cuello de botella que ahora se está resolviendo con media docena de obras simultáneas.
La más avanzada es el oleoducto VMOS (Vaca Muerta Oleoducto Sur), una obra de US$3000 millones y casi 600 kilómetros que unirá la zona productiva de Neuquén con una terminal de exportación en la costa atlántica de Río Negro. Está liderado por YPF, Pluspetrol, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Vista, Chevron, Shell y Tecpetrol, y permitirá exportar hasta 550.000 barriles diarios, con margen para escalar a 700.000.
La profundidad del agua en Río Negro habilita el ingreso de buques VLCC, capaces de cargar unos 2 millones de barriles, lo que abarata el flete entre US$2 y US$3 por barril y abre nuevos mercados. La construcción está a cargo de la sociedad Techint y Sacde en los tramos de ducto, de AESA y la neuquina OPS en las estaciones de bombeo, y de la española Técnicas Reunidas en la terminal. Las operaciones arrancarían en noviembre, aunque la primera exportación recién llegaría entre fines de enero y febrero, porque llenar los tanques demanda al menos 1,2 millones de barriles y treinta días de proceso. El proyecto sumaría cerca de US$14.000 millones anuales en exportaciones a partir de 2027.
En paralelo, TGS avanza con la ampliación del gasoducto Perito Moreno —antes Néstor Kirchner—, una inversión de US$700 millones que sumará 14 millones de m3/d de capacidad y llevará el sistema de 26 a 40 millones entre Vaca Muerta y Buenos Aires. Las obras, con nuevas plantas compresoras, estarían habilitadas recién para el invierno de 2027, y permitirán bajar la cantidad de buques importados de GNL de los 23 actuales a entre 10 y 11. Esto ahorrará US$700 millones en la balanza comercial y US$500 millones en las cuentas fiscales, aproximadamente.
El otro gran proyecto de exportación de gas es el de Southern Energy (SESA), integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y la noruega Golar. Su gasoducto, de 471 kilómetros entre los yacimientos neuquinos y el Golfo San Matías, en Río Negro, demandará US$1300 millones y transportará 27 millones de m3/d.
La construcción del ducto y de una planta compresora quedó en manos del consorcio Víctor Contreras-Sicim, que ofertó US$533 millones, y de la neuquina OPS. Las obras arrancan en los próximos días, con un plazo de 24 meses, para tener el gasoducto operativo antes del invierno de 2028. En esa costa rionegrina se instalarán los dos buques de licuefacción de SESA: el Hilli Episeyo, hoy en Camerún, listo en septiembre de 2027 con 2,45 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL, y el MKII, que arrancaría a fines de 2028 con 3,5 MTPA.
A esa iniciativa se suma la de YPF, Eni y XRG —brazo inversor de Adnoc, la petrolera de Abu Dhabi—, que ya adjudicó su gasoducto a la estadounidense Pumpco y a la italiana Bonatti, con la argentina Contreras Hermanos como socia de ingeniería. El proyecto, sujeto todavía a la decisión final de inversión esperada para fin de año o comienzos de 2027, conectará la Meseta Buena Esperanza con Sierra Grande, en Río Negro, con dos ductos paralelos de 527 kilómetros: uno de gas, de 48 pulgadas —el de mayor diámetro construido en el país—, y otro de líquidos, de 24 pulgadas. Contempla también dos unidades flotantes de licuefacción con capacidad conjunta de 12 millones de toneladas anuales, equivalentes a 27 millones de m3/d.
Mientras esos dos proyectos de GNL compiten por infraestructura y financiamiento, TGN busca resolver otro cuello de botella: el abastecimiento del norte y Córdoba. La empresa tiene la licencia para un gasoducto de 750 kilómetros entre Tratayén, en Neuquén, y La Carlota, en Córdoba, con un costo estimado de entre US$2000 y US$2100 millones, aunque todavía no consiguió el financiamiento para encararlo.
TGS, además del Perito Moreno, lleva adelante un segundo proyecto propio: transformar su planta de Tratayén para separar los componentes líquidos del gas natural —etano, propano, butano y gasolina—, que viajarán por un poliducto de 573 kilómetros hasta una planta de fraccionamiento en Bahía Blanca. La inversión, de US$3000 millones, apunta a generar exportaciones por unos US$1200 millones anuales y es clave para destrabar el crecimiento del crudo, que necesita adecuar el gas asociado para poder transportarlo.
Todas estas obras se montan sobre una ampliación que ya está terminada: la de Oldelval, el oleoducto que conecta la cuenca neuquina con Bahía Blanca y en el que las propias productoras son accionistas. Tras una inversión de US$1400 millones iniciada en 2023 —cuando la producción de Vaca Muerta empezaba a sorprender incluso a las petroleras—, la capacidad de transporte pasó de 400.000 a 540.000 barriles diarios. Es la postal de un sistema que está dejando atrás dos décadas en las que la Argentina no lograba siquiera los volúmenes mínimos para justificar sus propios ductos.
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