La audiencia pública por la planta de tratamiento de gas en Meseta Buena Esperanza y la licitación de los caños del gasoducto troncal son los dos pasos más recientes del consorcio formado por YPF, Eni y XRG antes de su decisión final de inversión. El proyecto compromete USD 51.000 millones y apunta a exportar 12 millones de toneladas anuales de gas natural licuado desde el Golfo San Matías.
Con una inversión estimada en USD 51.000 millones, el proyecto Argentina LNG que YPF desarrolla junto a la italiana Eni y a XRG, el brazo internacional de inversiones de la emiratí ADNOC, sumó en los últimos días dos pasos previos a su decisión final de inversión (FID). Este jueves, los responsables del proyecto presentaron en una audiencia pública en Plaza Huincul el estudio de impacto ambiental de la planta de tratamiento de gas que se construirá en Neuquén. En paralelo, el consorcio tiene en marcha la licitación para comprar los caños de los ductos que llevarán ese gas hasta la costa rionegrina, una cadena que arranca en los pozos de Vaca Muerta y termina en dos buques licuefactores frente a Sierra Grande.
La audiencia, no vinculante, fue convocada por la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales de Neuquén y se realizó en un hotel ubicado en el cruce de la Ruta Nacional 22 y la Ruta Provincial 17. Las exposiciones se incorporan al expediente, pero no definen por sí mismas la aprobación del estudio. Se inscribieron 20 oradores entre empresarios, dirigentes gremiales, vecinos y pobladores de la zona, aunque finalmente hablaron menos. El uso y manejo del agua concentró buena parte de las consultas.
La perforación rebota en el Golfo San Jorge, pero el petróleo todavía no logra frenar la caída
De acuerdo con lo expuesto por los representantes del proyecto, la planta demandará unos 4.800 metros cúbicos de agua por día, un volumen que la empresa calculó en menos del 1% de los caudales medios del río Neuquén y que, según esa estimación, no tendría efectos críticos aun en períodos de caudal bajo. Una integrante de una familia de productores agrícolas y ganaderos de la zona preguntó por el destino del agua residual y por el polvo que la obra puede levantar sobre cultivos, animales y fauna. La respuesta fue que durante la construcción se aplicará riego para contenerlo y que las medidas para la etapa de operación se definirán más adelante.
Después de la polémica por reducción a proveedores, Halliburton pide por el desarrollo de la cadena local
Tanto el Sindicato Unido Petroleros e Hidrocarburíferos (Supeh) como la Uocra respaldaron la iniciativa y pidieron que se priorice la mano de obra de la comarca, un planteo que también llevaron empresarios locales. El intendente de Plaza Huincul, Claudio Larraza, acompañó el proyecto y reclamó infraestructura, servicios y capacitación para que vecinos y pymes puedan incorporarse a la actividad: “Plaza Huincul tiene que estar donde se define el futuro de Vaca Muerta”, sostuvo. Su par de Cutral Co, Ramón Rioseco, no participó de la audiencia, que cerró con la firma del acta correspondiente.
La competencia por los caños
La semana pasada, durante el encuentro Shale in Argentina que se realizó en Houston, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó que el consorcio lanzó la licitación para adquirir las tuberías del gasoducto de 48 pulgadas y del poliducto de 24 pulgadas que unirán Meseta Buena Esperanza con Sierra Grande. Según publicó EconoJournal, la compulsa está valuada en alrededor de USD 2.000 millones y será la primera vez que en el país se compren caños de ese diámetro, espesor y peso. El pliego comenzó a circular a fines de agosto y, de acuerdo con ese medio, las ofertas económicas se presentarían entre mediados y fines de octubre, con adjudicación prevista para noviembre o los primeros días de diciembre.
La licitación incluye una cláusula que obliga a los oferentes a sostener sus precios durante un plazo determinado, de manera de dar tiempo al consorcio para cerrar el financiamiento de la obra. Tenaris, del Grupo Techint, será el único fabricante local. Del exterior se espera la participación de la india Welspun, de la francesa Vallourec, de la japonesa JFE Steel, de la estadounidense US Steel y de empresas chinas y surcoreanas. La adjudicación se resolverá mediante una subasta japonesa inversa, un formato en el que los oferentes bajan sus precios de a un punto porcentual en una sala cerrada y ante escribano.
Southern Energy (SESA), el otro proyecto de gas natural licuado que se instalará en el mismo golfo, integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, ya adjudicó la provisión de tubos para su gasoducto a Welspun por USD 203 millones, en una compulsa en la que Tenaris quedó afuera por precio. En el caso de Argentina LNG, la obra civil también está definida: el 8 de julio fue notificado el consorcio que integran la estadounidense Pumpco (del grupo MasTec), la italiana Bonatti y la argentina Contreras Hermanos, por unos USD 1.200 millones, con una oferta 15% inferior a la de la unión transitoria Techint-SACDE.
Cinco productos de exportación a partir del gas de Vaca Muerta
El gas que abastecerá al proyecto saldrá de cinco concesiones no convencionales ubicadas al norte de Cutral Co, cerca del río Neuquén: Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II. YPF consolidó el 100% de esas áreas mediante un intercambio de activos con Pluspetrol que cerró el 30 de abril, y en junio firmó la venta del 32% del vehículo que las agrupa (UPCO ARLNG I) a Eni y otro 32% a XRG, operación que todavía debe aprobar la autoridad de aplicación. YPF conservará el 36% restante.
La planta que se discutió en Plaza Huincul es la primera estación de proceso de esa cadena. Allí la corriente que llega de los pozos se divide en dos: el condensado, entre 80.000 y 100.000 barriles por día, se despacha por el poliducto hacia la costa, mientras el gas húmedo sigue viaje por el gasoducto de 48 pulgadas con sus líquidos todavía incorporados. La ingeniería de detalle está a cargo de la unión transitoria entre la argentina SACDE y la italiana Tecnimont, que debe entregarla hacia octubre. En julio, el gobernador Rolando Figueroa estimó que solo la construcción de esa planta demandará unos 5.000 puestos de trabajo y que las obras comenzarían en 2027.
Los dos ductos correrán en paralelo a lo largo de 527 kilómetros y atravesarán el departamento Confluencia, en Neuquén, y los de El Cuy, Avellaneda y San Antonio, en Río Negro. El gasoducto de 48 pulgadas superará en diámetro al Perito Moreno y al de Southern Energy, ambos de 36 pulgadas, y fue diseñado para transportar entre 75 y 100 millones de metros cúbicos diarios, cuando los dos buques de la primera fase requieren unos 49 millones. Como referencia, la provincia del Neuquén produjo 118,6 millones de metros cúbicos diarios de gas en junio de 2026, según datos de la Secretaría de Energía relevados por Shale24.
En la costa, el complejo de Punta Colorada ocupará unas 200 hectáreas y demandará alrededor de USD 8.000 millones y cuatro años de obra. En esa planta el gas se acondicionará antes de licuarse en los buques y se separarán el etano, el propano y el butano, de modo que el proyecto tendrá cinco productos de exportación: gas natural licuado, etano, propano, butano y gasolinas. La licuefacción se hará en dos unidades flotantes (FLNG) de 6 millones de toneladas anuales cada una, fondeadas a unos siete kilómetros de la costa. Tanto el complejo costero como el astillero que construirá los buques siguen sin adjudicatario, y YPF prevé que ambas unidades entren en operación en 2031.
Cuánto dejaría en Neuquén y en Río Negro
El comunicado con el que Argentina LNG solicitó el 13 de agosto su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) estima exportaciones por unos USD 10.000 millones anuales durante dos décadas. Hasta 2031, la inversión prevista ronda los USD 29.000 millones, de los cuales unos USD 24.000 millones corresponden a infraestructura y USD 5.000 millones al desarrollo de pozos. Una parte sustancial se financiará con un préstamo de tipo project finance, en el que los bancos se repagan con los ingresos futuros del proyecto. Según EconoJournal, JPMorgan y Santander estructuran ese crédito por unos USD 14.000 millones.
En materia de empleo, la empresa proyecta unos 20.000 puestos anuales entre directos, indirectos e inducidos durante la construcción (2026-2030), con picos de hasta 40.000 trabajadores en el tercer año. Para la etapa de operación calcula unos 8.000 puestos a lo largo de la vida útil del proyecto y una contratación de bienes y servicios a proveedores nacionales por USD 15.000 millones.
Neuquén fijó las condiciones para su tramo con la Ley 3566, sancionada en junio, que ratificó el acta firmada con YPF. La norma otorga estabilidad fiscal por 30 años, condicionada a la permanencia en el RIGI, y establece regalías diferenciales de entre 7,5% y 12% atadas al valor del metano. Exime de Ingresos Brutos a las ventas de hidrocarburos con destino final de exportación y obliga a YPF a pagar un bono de infraestructura de USD 175 millones tras el FID, que se suma a los USD 150 millones comprometidos por las cinco concesiones. Para conservar ese régimen, los socios deben tomar la decisión final de inversión dentro de los 24 meses.
Del lado rionegrino, el acta firmada el 23 de enero entre el gobernador Alberto Weretilneck y Marín fue ratificada el 27 de febrero por la Legislatura con 42 votos a favor y 4 en contra. El acuerdo prevé un aporte comunitario de USD 25 millones al momento del FID, otros USD 24 millones anuales desde el inicio de la operación comercial y USD 10 millones anuales en cánones y tasas provinciales, además de la puesta en funcionamiento del aeropuerto de San Antonio Oeste. También incorpora la prioridad de empleo rionegrino y el compre local previstos en las leyes provinciales 5804 y 5805.
Chubut, la orilla del golfo que no participa del reparto
Ni el acta neuquina ni la rionegrina prevén aportes para Chubut, la tercera provincia patagónica involucrada en la discusión sobre el Golfo San Matías. Las empresas de la provincia pueden competir por los USD 15.000 millones en compras a proveedores nacionales que estima el proyecto, pero lo hacen sin la preferencia territorial que sí rige para las firmas de las dos provincias anfitrionas, que mantienen una política de contratación muy cerrada. Río Negro incorporó al acuerdo las leyes provinciales 5804 y 5805, de empleo rionegrino y compre local, y Neuquén exige cupos de contratación local en sus concesiones. Para una empresa de Comodoro Rivadavia o Puerto Madryn, eso significa quedar en el mismo escalón que un proveedor de Buenos Aires o Córdoba.
El puerto de Madryn es el activo con el que Chubut busca insertarse en esa cadena. En junio, la Administración Portuaria y el municipio expusieron en Buenos Aires las capacidades de la terminal ante representantes de YPF, Pan American Energy y Techint, además de operadores logísticos, despachantes de aduana y líneas navieras. El secretario de Producción, Innovación y Empleo, Eduardo Arzani, sostuvo entonces que el puerto ya cuenta con la infraestructura para recibir cargas vinculadas a la infraestructura energética y que ejecuta obras de mejora, aunque admitió que el impacto sobre el empleo sería principalmente indirecto. Las cargas de proyecto del corredor de GNL —caños, módulos, equipos de proceso— se descargan hasta ahora en San Antonio Este, la terminal rionegrina más próxima a la traza que, además, se adapta e incorpora infraestructura para mejorar su capacidad al nivel del proyecto.
Ormuz, Qatar y la búsqueda de nuevos proveedores
El proyecto avanza en un mercado internacional alterado por el conflicto entre Estados Unidos e Irán en el estrecho de Ormuz, por donde circulaba cerca de una quinta parte del comercio mundial de gas natural licuado antes de la guerra. QatarEnergy declaró fuerza mayor sobre parte de sus entregas en marzo y a fines de agosto extendió sus cancelaciones hasta noviembre, según informó Euronews. Analistas citados por ese medio estiman que el mercado podría no recuperar hasta 2028 el equilibrio entre oferta y demanda que antes se esperaba para mediados de 2026.
En ese contexto, la alemana SEFE firmó en marzo con Southern Energy el primer contrato de largo plazo del gas natural licuado argentino, por 2 millones de toneladas anuales durante ocho años a partir de fines de 2027. La Unión Europea, además, fijó para fines de 2027 la salida total del gas ruso. Para Argentina LNG todavía no se anunciaron contratos de compra: el comunicado del RIGI indica que el financiamiento estará respaldado por acuerdos de largo plazo con compradores con calificación de grado de inversión.
El calendario de la decisión final de inversión tiene distintas referencias públicas. El acuerdo de desarrollo conjunto firmado en febrero por YPF, Eni y XRG la ubicó en el segundo semestre de 2026, mientras que Eni habló de fines de este año en su comunicado de agosto. En el Supplier Day de agosto, Marín afirmó que la fecha ya está definida, aunque no la hizo pública. El CEO de YPF expondrá la semana próxima en Gastech 2026, la conferencia mundial del gas que se realiza en Bangkok entre el 14 y el 17 de septiembre.
La agenda inmediata del proyecto incluye la presentación de ofertas por los caños entre mediados y fines de octubre, la adjudicación prevista para noviembre o principios de diciembre, la resolución del pedido de adhesión al RIGI y la definición de los dos contratos que siguen sin adjudicatario: el complejo de Punta Colorada y el astillero de los buques. En Neuquén, el estudio presentado en Plaza Huincul continuará su trámite hasta la declaración de impacto ambiental de la Secretaría de Ambiente, mientras corre el plazo de 24 meses que la ley provincial fijó para la firma del FID.