YPF definirá en noviembre quién fabricará los tubos del gasoducto más grande de América del Sur
La petrolera anunciará al proveedor de tubos para conectar Vaca Muerta con Río Negro, en una obra clave para el proyecto Argentina LNG, con una inversión inicial estimada en USD 29.000 millones.
En la primera semana de noviembre, YPF anunciará quién será el proveedor de los tubos necesarios para la construcción del gasoducto más grande de América del Sur, un proyecto que implicaría una inversión cercana a los USD 2000 millones solo en esta adquisición. Este ducto unirá la formación de Vaca Muerta con la costa de Río Negro, abasteciendo al proyecto Argentina LNG, una iniciativa conjunta entre YPF, la italiana Eni y XRG, el brazo inversor de Adnoc, la petrolera de Abu Dhabi.
La confirmación del proveedor es una de las últimas decisiones previas a la aprobación final de la inversión (FID), que se espera para el 26 de noviembre y contempla una inversión inicial de USD 29.000 millones. Antes del anuncio definitivo, el proyecto pasará por una audiencia pública el 16 de noviembre en Sierra Grande, donde el gobernador Alberto Weretilneck destacó la importancia de que “los rionegrinos conozcan sus alcances, puedan expresar sus opiniones y hagan sus aportes sobre el impacto ambiental”.
El gasoducto tendrá dos ductos paralelos de 527 kilómetros entre la Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, y Sierra Grande, en Río Negro. Uno de ellos, con un diámetro de 48 pulgadas, será el mayor construido en el país y transportará gas; el otro, de 24 pulgadas, estará destinado a líquidos. La licitación ha generado gran expectativa, especialmente luego de que en el verano pasado Techint perdiera una compulsa frente a la india Welspun. En esta ocasión, Techint compite con su planta TenarisGPC en Arabia Saudita para proveer los tubos del gasoducto, mientras que para el ducto de líquidos se postula su planta Tenaris SIAT en Valentín Alsina.
YPF aplicará un sistema de subasta inversa o “a la japonesa” para definir al proveedor. En una sala cerrada y en presencia de ejecutivos y un escribano, los oferentes pujarán en tiempo real mediante una plataforma digital, comenzando desde un precio máximo que irá descendiendo hasta que sólo quede un participante dispuesto a aceptar el valor mínimo. Este mecanismo mantiene en secreto la identidad y las ofertas de los competidores, generando alta tensión entre ellos.
En la costa de Río Negro se instalarán dos unidades flotantes de licuefacción con una capacidad conjunta de 27 millones de metros cúbicos diarios (m3/d), equivalente al 19% de la producción actual de gas del país. La construcción del ducto ya fue adjudicada a un consorcio integrado por la estadounidense Pumpco (subsidiaria de MasTec, empresa del propietario del club Inter Miami, donde juega Lionel Messi), la italiana Bonatti y la argentina Contreras Hermanos.
Este consorcio también facilita el financiamiento del proyecto, que podría acceder a créditos del Exim Bank de Estados Unidos, dado que MasTec es una empresa estadounidense con vínculos directos con el expresidente Donald Trump. Por su parte, la italiana SACE respaldaría financieramente a las empresas de su país involucradas, como Eni y Bonatti.
Argentina LNG no es el único proyecto de exportación de GNL en marcha. En agosto comenzó la construcción del gasoducto San Matías Pipeline, que abastecerá a Southern Energy (SESA), consorcio integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. Esta obra de 472 kilómetros y 36 pulgadas de diámetro cuenta con una inversión de USD 1300 millones y estará finalizada a mediados de 2028.
En el Golfo San Matías, SESA instalará dos buques de licuefacción: el Hilli Episeyo, que comenzará a operar en 2027, y el Esperanza (antes MKII), previsto para 2028, con una capacidad conjunta de 13,5 millones de m3/d. Las inversiones del consorcio superan los USD 15.000 millones en 20 años, con exportaciones estimadas en USD 20.000 millones entre 2027 y 2035.
En cuanto al crudo, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), de 437 kilómetros, conectará la cuenca neuquina con la terminal de Punta Colorada, en Río Negro. Su llenado comenzará en enero con 180.000 barriles diarios y se exportará desde marzo, aumentando a 360.000 barriles a mediados del año próximo y a 550.000 barriles durante 2028.
Solo en 2027, el VMOS podría generar ingresos cercanos a USD 5000 millones, con un precio del barril alrededor de USD 75. La profundidad de las aguas en Río Negro permitirá la llegada de buques VLCC, capaces de cargar hasta 2 millones de barriles, lo que abaratará los costos de flete y abrirá nuevos mercados.
Además, se están ejecutando ampliaciones como el proyecto Duplicar Plus de Oldelval, que ya opera a plena capacidad y evacua más de 540.000 barriles diarios hacia Puerto Rosales. La producción total alcanzó un récord de 973.700 barriles diarios en septiembre, un aumento del 3,2% respecto a agosto y un 15,5% en comparación con el año anterior. Vaca Muerta aportó 698.500 barriles diarios, representando siete de cada diez barriles producidos en la formación.
El crecimiento también depende del gas asociado al petróleo. Por ello, el Comité Evaluador del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aprobó dos proyectos de TGS para separar y procesar los líquidos del gas natural (NGL). La inversión supera los USD 3200 millones, generará 19.000 empleos durante la construcción y, a partir de 2030, aportará USD 1100 millones anuales en exportaciones.
Asimismo, TGS está ampliando el gasoducto Perito Moreno (antes Néstor Kirchner) con una inversión de USD 700 millones, que sumará 14 millones de m3/d en 2027 y elevará la capacidad del sistema entre Vaca Muerta y Buenos Aires de 26 a 40 millones. Esto permitirá reducir la importación de GNL durante el invierno de 23 buques a entre 10 y 11.
Las perspectivas a largo plazo son optimistas. Daniel Montamat, exsecretario de Energía, estima que la producción de petróleo podría alcanzar 1,5 millones de barriles diarios a comienzos de la próxima década, mientras que la producción de gas podría duplicarse gracias a los proyectos de GNL. En ese contexto, las exportaciones energéticas, que actualmente rondan los USD 10.000 millones, podrían crecer hasta USD 45.000 millones.
La decisión impactará en la cadena productiva local y en la competitividad del proyecto. Se espera que la adjudicación favorezca la producción nacional, aunque la competencia internacional es fuerte y busca posicionarse en este megaproyecto estratégico.
