Cuáles son y en qué estado se encuentran los proyectos que podrán incrementar la evacuación del gas de Vaca Muerta para acercarse al sueño exportador.

La producción de gas natural desde Vaca Muerta es el segmento más promisorio del mediano y largo plazo, pero hasta entonces el avance de las obras de infraestructura será clave para asegurar las condiciones de su desarrollo con vista al horizonte exportador regional y global del abundante recurso de la formación neuquina.

El 2025 arrancó con una oferta de gas nacional en torno a los 110 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), inyección de la cual unos 70 MMm3/d ingresan por el sistema de TGS, otros poco más de 30 por TGN y el resto por el ducto gastionado por Enarsa que es el Gasoducto Perito Moreno.

En conjunto, el no convencional de Vaca Muerta ya representa algunos puntos por encima del 50% de producción de todas las cuencas, aún superior cuando el sistema produjo el récord de 153 MMm3/d en agosto.

Con esa dinámica de desarrollo, los proyectos de incremento de evacuación de lo que produce la Cuenca Neuquina es una prioridad para las compañías, que deben afrontar algunos cuellos de botella para el crecimiento de manera casi inmediata.

Como definió en una reciente entrevista en Estados Unidos Marcelo Mindlin, CEO de Pampa Energía y accionista principal de TGS, la transportadora «está en el centro de este boom energético», y como tal su rol es fundamental en el transporte de la producción que se espera de la formación no convencional de los próximos años.

En este sentido, TGS propuso en 2024 la primera iniciativa privada del gobierno de Javier Milei por la cual prevé la ejecución y financiamiento de obras de ampliación de sus sistemas de transporte con una inversión de u$s 700 millones para disponibilizar volúmenes incrementales de gas natural en el nodo Litoral por uno 14 MMm3/d, hacia fines de 2026 comienzo de 2027.

Por un lado, se propone ejecutar una obra en el Tramo Tratayén-Salliqueló del Gasoducto Perito Moreno (el ex «Néstor Kirchner»), bajo la Ley de Hidrocarburos, aplicando el Régimen de Iniciativa Privada (IP) y bajo los beneficios del Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI), ya en estado inicial de licitación por parte del Ministerio de Economía, por un monto de u$s 500 millones.

Esta etapa permitirá sumar 14 MMm3/d a la capacidad de transporte de gas a los 21 millones que ya está transportando, alcanzando así los 35 millones en toda la traza. Al sustituir el gas importado por el producido en Vaca Muerta, este proyecto le generará al país un ahorro fiscal de u$s 567 millones.

Por otra parte, el proyecto global complementa por otros u$s 200 millones de inversión una ampliación en el sistema regulado de TGS, que financiará y ejecutará bajo los términos de su licencia y que permitirá que el gas natural incremental que arriba a Salliqueló por el Gasoducto acceda al área GBA, para luego ser transferido al sistema de TGN hacia el área del Litoral.

Técnicamente, la primera de las obras contempla la instalación de tres nuevas Plantas Compresoras con un total de 90.000 HP, en tanto que la obra en el sistema regulado abarca la instalación de 20 kilómetros de loops de cañería y la instalación de 15.000 HP de compresión en el Gasoducto Neuba II, más otras obras y pruebas para elevar su presión máxima de operación.

Obras en el Norte

En simultáneo, la empresa TGN que tiene a su cargo la operación del Gasoducto Norte cuyo flujo se revirtió el año pasado, analiza las nuevas obras e inversiones necesarias para incrementar la capacidad en el corto plazo del sistema de manera de poder cumplir con esas expectativas de ambos países de un abastecimiento en firme y de menor capex posible.

De acuerdo a los estudios de la compañía, hay otra alternativa de expandir la salida del gas desde Neuquén que implica aumentar la capacidad de transporte del GPM con algunas plantas nuevas y construyendo un ducto y una planta compresora desde el punto intermedio a la altura de la localidad pampeana de Chacharramendi hasta la vinculación con al estación La Carlota, en Córdoba, del Gasoducto del Centro Oeste y de ahí al sistema norte.

El segundo desafío es seguir incrementando la capacidad de transporte de ese Gasoducto Norte que en su reversión inicial alcanza un volumen diario de 15 MMm3/d y que recién este año llegará a los 19 MMm3/ previstos con el alza de producción en Neuquén y la finalización de la reversión de las plantas compresoras, ya previstas. Ese volumen completará la demanda del usuario doméstico, el industrial y el de generación eléctrica con pequeños saldos exportables estacionales.

Pero una visión exportadora en firme hacia el norte de Chile a través del Gasoducto NorAndino actualmente operativo y del sur de Brasil vía Bolivia requiere seguir expandiendo la capacidad del sistema por encima de los valores previstos. En ese esquema, TGN propone un primer salto de 6 MMm3/d que requerirá alcanzar 450.000 hp de potencia total en las plantas compresoras existentes y las nuevas a construir, por un monto de US$ 300 millones de inversión.

Así, en una siguiente etapa se podría sumar otros 10 MMm3/d que permitiría destinar dos de cada diez moléculas a los proyectos de litio en La Puna a través del futuro gasoducto Vicuñas; otras dos a Chile, y 6 a Brasil. Pero aún en el caso de que la industria de ese país fortaleciera su demanda se podrían derivar unos 10MMm3/d con lo cual el incremento del gasoducto ascendería a 14 MMm3 diarios, con una inversión modular de US$ 700 millones.

Objetivo GNL

Un párrafo aparte se llevan los proyectos de Gas Natural Licuado que ya asoman en el mediano plazo y que requerirán para adoptar magnitud de gasoducto dedicados de casi 600 kilómetros desde el corazón de Vaca Muerta hacia la costa del Atlántico. El consorcio que encabeza Pan American Energy con la noruega Golar prevé la entrada en operación y exportación para 2027 de una terminal de licuefacción flotante que fue bautizada Hilli Episeyo.

Ese lanzamiento del GNL en la Argentina tendrá una demanda de unos 11 MMm3/d pero tomará el gas natural en los meses de verano en que cae fuertemente la demanda del sistema ya existente, en particular del Gasoducto San Martín que inyecta desde la Cuenca Austral. La llegada de YPF a ese consorcio permitiría sumar un segundo barco pero ya con la idea de una producción contínua para maximizar la inversión y la ventana de oportunidad.

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Fuente: Mejor Energía