Cuatro megaobras y un mismo objetivo: el mapa desde Vaca Muerta para sacar el gas y el petróleo al mundo
VMOS, Duplicar Norte, Argentina LNG y SESA avanzan en paralelo para resolver el cuello de botella que limita las exportaciones de oil y gas desde Vaca Muerta.
Vaca Muerta tiene un problema que no es geológico sino logístico: produce más de lo que hoy puede sacar. La Cuenca Neuquina ronda los 600.000 barriles diarios de shale oil y sigue en ascenso, mientras la producción de gas no convencional ya supera la mitad del total nacional. El límite no está en el subsuelo, sino en los caños: sin capacidad de transporte y exportación, cualquier barril o metro cúbico adicional se queda sin salida. Por eso, en paralelo a la actividad en los yacimientos, avanzan cuatro obras de infraestructura que en conjunto representan varios miles de millones de dólares de inversión y que, si cumplen sus cronogramas, van a redefinir la capacidad exportadora del país entre fines de 2026 y 2028.
Dos de esas obras transportan petróleo —VMOS y Duplicar Norte— y dos transportan gas para exportarlo como GNL —Argentina LNG y SESA—. Todas comparten una lógica común: sacar la producción de la cuenca neuquina hacia la costa atlántica, en Río Negro, donde se construyen las terminales que van a cargar los buques con destino a Europa y Asia.
VMOS: la obra insignia, al 73% y con la mira en enero
El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) es el proyecto más avanzado y el de mayor escala simbólica. Conecta Allen, en Río Negro, con una nueva terminal de exportación en Punta Colorada, sobre el Golfo San Matías, a lo largo de 437 kilómetros. El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, confirmó un avance del 73% y ratificó que el sistema empezará a cargar los buques más grandes de crudo a partir de enero de 2027. El ducto troncal ya está terminado —la última soldadura se completó en noviembre de 2025, incluyendo los 76 cruces especiales del trazado y el subfluvial bajo el río Negro—, así que lo que resta del 27% no es tendido de caño sino integración: montaje electromecánico en la terminal, estaciones de bombeo intermedias en Allen y Chelforó, y los tanques de almacenamiento que funcionan como pulmón operativo.
El sistema arrancará con una capacidad de 180.000 barriles diarios y escalará a 550.000 durante 2027, con un techo técnico cercano a 690.000 barriles con obras adicionales de bombeo. La inversión total es de US$3.000 millones, financiada en parte con un préstamo sindicado de US$2.000 millones suscripto por catorce bancos internacionales, entre ellos Citi, JP Morgan y Deutsche Bank. VMOS fue, además, el primer proyecto de hidrocarburos en calificar para el RIGI, un dato que el propio González vinculó directamente con la posibilidad de conseguir ese financiamiento: "El RIGI no lo inventó a ese proyecto, pero estaba identificado y no se había hecho. Sin RIGI no hay cheque", resumió.
Duplicar Norte: el complemento que evita el próximo cuello de botella
Mientras VMOS se termina de integrar, Oleoductos del Valle (Oldelval) construye Duplicar Norte, un ducto de 207 kilómetros y 24 pulgadas que conectará la estación de bombeo Auca Mahuida, en el norte neuquino, con la estación Allen, en Río Negro, donde se integra tanto al sistema troncal de Oldelval como al propio VMOS. La obra, adjudicada a Techint E&C, demanda una inversión de US$380 millones y avanza bajo un esquema "ship or pay" con cuatro cargadores principales: Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén.
El cronograma prevé una puesta en marcha temprana a fines de 2026, con 220.000 barriles diarios de capacidad inicial, y la habilitación definitiva en el primer trimestre de 2027, cuando el sistema llegue a los 500.000 barriles diarios. La obra es, en rigor, la pieza que evita que el crecimiento del hub norte de Vaca Muerta —donde operan justamente esas cuatro compañías— vuelva a generar restricciones de evacuación apenas se estabilice la operación de VMOS. Es el tipo de obra que no genera tantos titulares como un megaproyecto de exportación, pero sin la cual el sistema completo pierde margen de maniobra.
Argentina LNG: el gasoducto que recién definió constructor
El proyecto de YPF, la italiana ENI y la emiratí XRG dio, esta semana, su paso más reciente: la adjudicación de la obra civil al consorcio integrado por la estadounidense Pumpco, la italiana Bonatti y la argentina Contreras Hermanos, tras una subasta electrónica que dejó afuera a Techint-Sacde por segunda vez en pocos meses. La obra contempla dos ductos de 527 kilómetros entre la Meseta Buena Esperanza, en el centro de Vaca Muerta, y Sierra Grande, en Río Negro: uno de gas de 48 pulgadas —el de mayor diámetro construido hasta ahora en el país— y un poliducto de 24 pulgadas, por un total de US$1.200 millones.
A diferencia de VMOS, este proyecto todavía no tiene decisión final de inversión (FID): esa definición se espera para fines de 2026 o comienzos de 2027, y recién a partir de ahí arrancaría formalmente la construcción, aunque la adjudicación de la obra civil ya está resuelta. En paralelo, el consorcio avanza en la licitación para la provisión de los caños de ambos ductos, un proceso que podría resolverse en los próximos meses y que, en proyectos anteriores de la región, generó tensiones con la industria siderúrgica local.
SESA: el primer gasoducto pensado solo para exportar GNL
El proyecto de Southern Energy —integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y la noruega Golar LNG— lleva la delantera entre los dos desarrollos de GNL: ya adjudicó, en abril, la construcción de su gasoducto a la UTE formada por la argentina Víctor Contreras y la italiana Sicim, que se impuso a Techint-Sacde por una diferencia de US$80 millones. La obra, de 478 kilómetros y 36 pulgadas de diámetro, conecta Tratayén, en Neuquén, con el Golfo San Matías, en Río Negro, e incluye además una planta compresora intermedia a cargo de la firma patagónica Oilfield Production Services. La inversión total del gasoducto asciende a unos US$1.300 millones, y el Comité RIGI ya aprobó el proyecto en junio.
SESA tiene, a diferencia de los otros tres, un cronograma de exportación ya bastante definido: el primer buque licuefactor, el Hilli Episeyo, comenzaría a operar en septiembre de 2027, con una capacidad de 2,45 millones de toneladas anuales, mientras que el segundo buque, el Mark II, sumaría otras 3,5 millones de toneladas hacia fines de 2028. La compañía ya cerró, además, un contrato de suministro con la alemana SEFE por 2 millones de toneladas anuales durante ocho años, un dato que le da al proyecto un piso de demanda asegurado que todavía no tienen ni Argentina LNG ni buena parte del resto de la cartera exportadora de GNL del país.
Un mapa que se completa en simultáneo
Lo que queda claro al mirar las cuatro obras juntas es que ninguna alcanza por sí sola. VMOS y Duplicar Norte resuelven la evacuación de petróleo en paralelo, uno como proyecto insignia y el otro como complemento silencioso pero indispensable. Argentina LNG y SESA compiten y se complementan al mismo tiempo: comparten geografía y objetivo, pero avanzan con financiamiento, contratos y cronogramas completamente independientes, en una carrera donde SESA le lleva varios meses de ventaja a su rival en materia de definiciones contractuales.
Para un sector acostumbrado a que la producción vaya más rápido que la infraestructura, la pregunta de fondo sigue siendo la misma que hace dos años: si estas cuatro obras cumplen sus plazos, Vaca Muerta va a tener, por primera vez en su historia, más caño que barril. Y ese, en la lógica de la industria, es exactamente el problema que hay que tener.