En la primera semana de noviembre, YPF confirmará quién proveerá los tubos para construir el gasoducto más grande de América del Sur, una compra que rondaría los US$2000 millones. La obra conectará Vaca Muerta con la costa de Río Negro para abastecer a Argentina LNG, el proyecto de exportación de gas natural licuado (GNL) que la petrolera comparte con la italiana Eni y XRG, el brazo inversor de Adnoc, la petrolera de Abu Dhabi.
Es una de las últimas definiciones pendientes antes de la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés), que los socios anunciarían el 26 de noviembre, de una iniciativa que demandaría US$29.000 millones en su etapa inicial. Antes, el proyecto deberá pasar por una audiencia pública, prevista para el 16 de noviembre en Sierra Grande. “Queremos que los rionegrinos conozcan sus alcances, puedan expresar sus opiniones y hagan sus aportes sobre el impacto ambiental”, dijo el gobernador Alberto Weretilneck.
El proyecto contempla dos ductos paralelos de 527 kilómetros entre la Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, y Sierra Grande, en Río Negro. Uno transportará gas y tendrá 48 pulgadas de diámetro —el mayor construido en el país—; el otro, de 24 pulgadas, llevará líquidos.
La licitación se sigue de cerca en el sector por lo que pasó el verano pasado, cuando Techint perdió una compulsa de caños en manos de la india Welspun. Esta vez, el grupo compite con una planta de afuera para los tubos del gasoducto, que podría ser TenarisGPC, su fábrica en Jubail 1 Industrial City, en Arabia Saudita, o de Brasil. Para el ducto de líquidos competirá con la producción de tubos desde la planta Tenaris SIAT, de Valentín Alsina.
Como ocurrió con la construcción de los ductos, YPF definirá al proveedor mediante una subasta inversa, o “a la japonesa”. En un recinto cerrado, frente a ejecutivos de la petrolera y un escribano, los oferentes pujarán por tramos y en tiempo real a través de una plataforma digital. El punto de partida es un precio máximo. Si los competidores lo aceptan, el valor baja ronda tras ronda hasta que queda uno solo dispuesto a convalidar el mínimo. Como nadie sabe quiénes son sus rivales ni cuándo abandonaron la puja, todos pueden salir convencidos de que se quedaron con el contrato.
En la costa se instalarán dos unidades flotantes de licuefacción con una capacidad conjunta de 54 millones de metros cúbicos diarios (m3/d), equivalente al 38% de la producción actual de gas del país. La construcción del ducto ya fue adjudicada al consorcio que integran la estadounidense Pumpco —subsidiaria de MasTec, la empresa del dueño del Inter Miami, el club donde juega Lionel Messi—, la italiana Bonatti y la argentina Contreras Hermanos.
La composición del consorcio también abre puertas para el financiamiento. Según fuentes del sector, el proyecto podrá acceder a créditos del Exim Bank de Estados Unidos, la agencia oficial de crédito a la exportación de ese país, ya que una de las principales constructoras es MasTec, cuyo dueño, Jorge Mas, tiene una buena relación con el presidente Donald Trump. A su vez, la italiana SACE, que cumple el mismo rol en Italia y respalda a las empresas de su país —en este caso, Eni y Bonatti—, aportaría un monto importante.
Argentina LNG, sin embargo, no es el único proyecto de exportación de GNL en marcha. En agosto comenzó a construirse el gasoducto San Matías Pipeline, que abastecerá a Southern Energy (SESA), el consorcio integrado por Pan American Energy (PAE) con el 30%, YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%).
La obra demanda US$1300 millones y consiste en un ducto de 472 kilómetros y 36 pulgadas entre Tratayén y la costa rionegrina, con capacidad para 27 millones de m3/d. Está a cargo del consorcio Sicim-Víctor Contreras, mientras que la planta compresora de Allen quedó en manos de la neuquina OPS. Estaría terminada a mediados de 2028.
En el Golfo San Matías, los socios instalarán dos buques de licuefacción. El Hilli Episeyo comenzará a operar en 2027 y el Esperanza —antes llamado MKII—, en 2028, con una capacidad conjunta de 27 millones de m3/d. SESA prevé inversiones superiores a US$15.000 millones en 20 años y exportaciones por US$20.000 millones entre 2027 y 2035.
Más caños para el petróleo
En el crudo, la obra más avanzada es el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), de 437 kilómetros, que une la cuenca neuquina con la terminal de Punta Colorada, en Río Negro. Empezará a llenarse en enero con 180.000 barriles diarios y exportará desde marzo. Llegará a 360.000 barriles a mediados del año próximo y a 550.000 durante 2028. Solo en 2027 podría generar unos US$5000 millones, con un barril cercano a US$75.
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 y abre nuevos mercados.
El VMOS se suma a la ampliación Duplicar Plus de Oldelval, que ya opera al 100% y evacua más de 540.000 barriles diarios hacia Puerto Rosales. La demanda de más capacidad responde al ritmo de la producción, que en septiembre alcanzó un récord de 973.700 barriles diarios, un 3,2% más que en agosto y un 15,5% por encima de un año atrás. Vaca Muerta también marcó un máximo, con 698.500 barriles diarios: siete de cada 10 salen de la formación.
Ese crecimiento también depende del gas que sale asociado al petróleo. Por eso, el Comité Evaluador del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aprobó dos proyectos de TGS. El primero, en Tratayén, permitirá separar del gas natural sus componentes líquidos (NGL, por sus siglas en inglés), como etano, propano y butano. El segundo comprende un ducto de 577 kilómetros hasta una planta en Bahía Blanca, donde esos líquidos se fraccionarán y exportarán. La inversión supera los US$3200 millones, generará 19.000 empleos durante la construcción y, desde 2030, aportará US$1100 millones anuales en exportaciones.
TGS también amplía el gasoducto Perito Moreno —antes Néstor Kirchner—, con una inversión de US$700 millones que sumará 14 millones de m3/d en 2027 y llevará la capacidad del sistema de 26 a 40 millones entre Vaca Muerta y Buenos Aires. Con esa obra, los buques de GNL importados cada invierno bajarían de 23 a entre 10 y 11.
Las proyecciones de largo plazo son ambiciosas. Daniel Montamat, exsecretario de Energía, 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 de energía, que hoy promedian los US$10.000 millones, podrían alcanzar los US$45.000 millones.
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