La obra unirá Vaca Muerta con la costa de Río Negro. Techint participa de la licitación con producción local y del exterior. La decisión final de inversión del proyecto se anunciaría el 26 de noviembre.
YPF dará a conocer durante la primera semana de noviembre qué empresa fabricará los tubos del gasoducto que abastecerá a Argentina LNG, una compra estimada en unos US$2000 millones. El proyecto de exportación de gas natural licuado (GNL) es desarrollado por YPF junto con la italiana Eni y XRG, la rama inversora de la compañía estatal de Abu Dhabi, Adnoc.
La elección del proveedor es uno de los últimos pasos pendientes antes de la decisión final de inversión (FID), que los socios prevén anunciar el 26 de noviembre. La etapa inicial del proyecto requeriría una inversión de US$29.000 millones. Previamente, el 16 de noviembre, se realizará una audiencia pública en Sierra Grande, donde, según explicó el gobernador rionegrino Alberto Weretilneck, los vecinos podrán informarse sobre el proyecto y opinar sobre su impacto ambiental.
La obra prevé dos ductos paralelos de 527 kilómetros entre Meseta Buena Esperanza (Neuquén) y Sierra Grande (Río Negro). El destinado al gas tendrá 48 pulgadas de diámetro, el mayor construido en el país, mientras que el de líquidos será de 24 pulgadas.
El sector sigue de cerca la licitación luego de que, el verano pasado, Techint perdiera un concurso de provisión de caños frente a la empresa india Welspun. En esta oportunidad, para el gasoducto el grupo ofrece tubos fabricados en el exterior, ya sea en su planta TenarisGPC de Arabia Saudita o en Brasil. Para el ducto de líquidos, compite con producción de su planta Tenaris SIAT, ubicada en Valentín Alsina.
Al igual que en la adjudicación de la construcción, YPF utilizará una subasta inversa. Los oferentes compiten en tiempo real a través de una plataforma digital, en presencia de ejecutivos de la petrolera y un escribano, a partir de un precio máximo que desciende en cada ronda hasta que queda un único participante dispuesto a aceptar el valor final. Los competidores no conocen la identidad de sus rivales ni el momento en que estos se retiran.
En la costa se instalarán dos unidades flotantes de licuefacción con una capacidad conjunta de 54 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 38% de la producción de gas actual del país. La construcción del ducto fue adjudicada a un consorcio formado por la estadounidense Pumpco, subsidiaria de MasTec; la italiana Bonatti, y la argentina Contreras Hermanos.
De acuerdo con fuentes del sector, la participación de MasTec podría habilitar el acceso a créditos del Exim Bank de Estados Unidos, la agencia oficial de crédito a la exportación de ese país. Por su parte, la italiana SACE, que cumple una función similar en Italia, realizaría un aporte significativo en respaldo de Eni y Bonatti.
Otro proyecto de GNL en marcha
Argentina LNG no es la única iniciativa de exportación de GNL. En agosto comenzó la construcción del gasoducto San Matías Pipeline, que abastecerá a Southern Energy (SESA), consorcio integrado por Pan American Energy (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%).
La obra, con una inversión de US$1300 millones, comprende un ducto de 472 kilómetros y 36 pulgadas entre Tratayén y la costa rionegrina, con capacidad para 27 millones de metros cúbicos diarios. La construcción está a cargo del consorcio Sicim-Víctor Contreras, y la planta compresora de Allen fue adjudicada a la neuquina OPS. Se estima que estará terminada a mediados de 2028.
En el Golfo San Matías operarán dos buques de licuefacción: el Hilli Episeyo, desde 2027, y el Esperanza (ex MKII), desde 2028, con una capacidad conjunta de 27 millones de metros cúbicos diarios. SESA proyecta inversiones superiores a US$15.000 millones en 20 años y exportaciones por US$20.000 millones entre 2027 y 2035.
Infraestructura para el petróleo
En el segmento del crudo, la obra más avanzada es el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), de 437 kilómetros, que conecta la cuenca neuquina con la terminal de Punta Colorada, en Río Negro. Comenzará a llenarse en enero con 180.000 barriles diarios y exportará a partir de marzo. Se prevé que alcance los 360.000 barriles diarios a mediados del año próximo y los 550.000 durante 2028. Con un barril en torno a US$75, solo en 2027 podría generar unos US$5000 millones.
La profundidad de las aguas en Río Negro permite el ingreso de buques VLCC, con capacidad para unos 2 millones de barriles, lo que reduce el costo del flete y amplía los mercados de destino.
El VMOS se suma a la ampliación Duplicar Plus de Oldelval, que ya opera a plena capacidad y transporta más de 540.000 barriles diarios hacia Puerto Rosales. La necesidad de nueva infraestructura acompaña el aumento de la producción, que en septiembre registró un récord de 973.700 barriles diarios, un 3,2% más que en agosto y un 15,5% más que un año antes. Vaca Muerta también alcanzó un máximo de 698.500 barriles diarios, lo que representa siete de cada diez barriles producidos en el país.
El crecimiento también involucra al gas asociado a la producción de petróleo. En ese marco, el Comité Evaluador del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aprobó dos proyectos de TGS: una planta en Tratayén para separar los componentes líquidos del gas natural (NGL), como etano, propano y butano, y un ducto de 577 kilómetros hasta una planta en Bahía Blanca, donde esos líquidos serán fraccionados y exportados. La inversión supera los US$3200 millones, generará 19.000 empleos durante la construcción y, a partir de 2030, aportará exportaciones por US$1100 millones anuales.
TGS también lleva adelante la ampliación del gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), con una inversión de US$700 millones que agregará 14 millones de metros cúbicos diarios en 2027 y elevará la capacidad de transporte entre Vaca Muerta y Buenos Aires de 26 a 40 millones de metros cúbicos diarios. Con esta obra, la cantidad de buques de GNL importados cada invierno se reduciría de 23 a entre 10 y 11.
En cuanto a las proyecciones de largo plazo, el exsecretario de Energía Daniel Montamat estima que la producción de petróleo llegará a 1,5 millones de barriles diarios a comienzos de la próxima década y que la de gas podría duplicarse con los proyectos de GNL. En ese escenario, las exportaciones energéticas, que actualmente promedian los US$10.000 millones, podrían alcanzar los US$45.000 millones.
