Matriz energética: las seis megaobras de infraestructura que definirán el futuro exportador de Vaca Muerta
Vaca Muerta se consolidó como el principal motor energético de la Argentina, concentrando actualmente el 67% de la producción de petróleo y el 60% del gas natural del país. Sin embargo, para sostener este crecimiento exponencial y alcanzar la meta de 1,5 millones de barriles diarios hacia 2030, el sector privado lidera una ola histórica de infraestructura. A través de seis megaobras de transporte y exportación, las principales compañías buscan destrabar los cuellos de botella logísticos y transformar el superávit productivo en una fuente de divisas constante.
Con un consumo interno de nafta y gasoil que ronda los 540.000 barriles diarios, todo el excedente de producción se destina al mercado externo. De cumplirse las proyecciones para el final de la década, el sector proyecta generar ingresos anuales por exportaciones de al menos US$ 21.600 millones, calculados sobre un precio promedio de US$ 60 el barril. Además del ingreso de divisas, la mayor capacidad de transporte aliviará las reservas del Banco Central al reducir drásticamente la importación de Gas Natural Licuado (GNL) durante los meses de invierno.
Los oleoductos que abren las puertas al mercado global
El proyecto más avanzado y ambicioso es el Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), una obra de US$ 3.000 millones y casi 600 kilómetros que unirá la cuenca neuquina con una terminal de exportación en la costa atlántica de Río Negro. Liderado por YPF junto a un consorcio integrado por Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron, Shell y Tecpetrol, el ducto permitirá exportar hasta 700.000 barriles diarios. La profundidad de las aguas en Río Negro habilitará el ingreso de buques de gran porte (VLCC), abaratando el flete y abriendo nuevos mercados. Las operaciones comenzarán en noviembre, previendo las primeras exportaciones entre fines de enero y febrero de 2025.
Esta megaobra se complementa con la ampliación ya finalizada de Oldelval, el oleoducto que conecta la cuenca neuquina con Bahía Blanca. Tras una inversión de US$ 1.400 millones iniciada en 2023, la capacidad de transporte del sistema pasó de 400.000 a 540.000 barriles diarios, consolidando una red que empieza a dejar atrás dos décadas de saturación logística.
Gasoductos y GNL: el plan para abastecer al país y exportar al mundo
En el segmento del gas natural, la prioridad inmediata es el mercado doméstico. Para ello, TGS avanza en la ampliación del gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), una inversión de US$ 700 millones que sumará 14 millones de m3/d de capacidad para el invierno de 2027. Esto permitirá reducir a la mitad la importación de buques de GNL, generando un ahorro de US$ 700 millones en la balanza comercial y US$ 500 millones en las cuentas fiscales.
Por fuera del abastecimiento interno, el foco está puesto en la exportación marítima de gas licuado. El consorcio Southern Energy (SESA) —integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar— invertirá US$ 1.300 millones en un gasoducto de 471 kilómetros hasta el Golfo San Matías, operativo para el invierno de 2028, que alimentará a dos buques de licuefacción. En paralelo, el proyecto de YPF, Eni y XRG contempla dos ductos paralelos de 527 kilómetros hacia Sierra Grande —uno de ellos de 48 pulgadas, el de mayor diámetro del país— y dos unidades flotantes con capacidad para 12 millones de toneladas anuales de GNL.
Los desafíos pendientes en el norte y la petroquímica
El mapa de infraestructura se completa con proyectos clave que aún buscan financiamiento o desarrollo industrial. TGN mantiene bajo licencia el proyecto de un gasoducto de 750 kilómetros entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba), presupuestado en unos US$ 2.100 millones, que resolvería el abastecimiento de las provincias del norte, aunque todavía requiere estructurar sus fondos.
Finalmente, TGS impulsa una inversión de US$ 3.000 millones para ampliar su planta de Tratayén y construir un poliducto de 573 kilómetros hasta Bahía Blanca. Esta obra permitirá separar los componentes líquidos del gas (etano, propano, butano y gasolina), un paso indispensable para procesar el gas asociado al petróleo y destrabar el crecimiento de la producción de crudo, proyectando exportaciones petroquímicas por US$ 1.200 millones anuales.
