En un paso decisivo hacia la consolidación de la Argentina como exportador global de energía, YPF oficializó su ingreso al megaproyecto de separación de líquidos liderado por TGS, una obra de infraestructura greenfield que demandará una inversión de 3.000 millones de dólares.
Este acuerdo comercial, con una vigencia de 15 años, no posiciona a la petrolera estatal como socia capitalista, sino como la principal productora y cargadora del fluido, comprometiendo aproximadamente el 50% de la capacidad de procesamiento de la futura infraestructura.
La obra, que busca ampararse bajo los beneficios del Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI), se estructurará a través de dos vehículos societarios independientes: uno dedicado al transporte y procesamiento en Neuquén, y otro enfocado en el poliducto hacia Bahía Blanca, el fraccionamiento y el almacenamiento.
La ingeniería financiera y el desafío del gas asociado
La viabilidad de este plan radica en un esquema comercial sofisticado que evoluciona según la etapa del proceso. Mientras que en las instalaciones de Neuquén YPF pagará una tarifa de procesamiento, en el segundo bloque de la infraestructura la relación mutará hacia un esquema de compraventa en firme de los hidrocarburos líquidos para simplificar la logística de exportación.
Este proyecto resulta estratégico no solo por la venta de productos, sino porque actúa como un "viabilizador" técnico indispensable para alcanzar la meta de 1,5 millones de barriles de crudo diarios. Al tener el gas de Vaca Muerta una riqueza calórica excepcional, con un contenido de líquidos de entre el 25% y 30% , muy superior al 10% estándar de la industria, su tratamiento segregado en boca de pozo es la única forma de evitar cuellos de botella que limitarían la producción de petróleo no convencional.
Escala masiva y la consolidación de nuevos actores en la cuenca
El proyecto procesará un volumen nominal en boca de pozo de 34 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, aunque debido a su alto poder calórico, la capacidad real de procesamiento se elevará a los 43 millones de metros cúbicos diarios.
Esta escala de operación no se limitará únicamente a YPF; TGS se encuentra en negociaciones avanzadas bajo el mismo esquema con operadoras como Pluspetrol, Chevron y Pampa Energía, lo que permitiría cubrir el 70% de la capacidad instalada de forma inmediata.
La infraestructura generará productos de exportación (propano, butano y gasolina natural) por un valor aproximado de 1.300 millones de dólares anuales, con una producción total estimada en casi 3 millones de toneladas para el año 2030.
El horizonte del 2030 y el diseño orientado al etano
Durante la Jornada Petroquímica 2026, los directivos subrayaron que el proyecto está diseñado para ser "ethane-ready", permitiendo a futuro la separación y exportación de etano. Juan Ignacio de Urraza, Director de Negocios en TGS, destacó que, si bien el etano no es la condición base hoy para no demorar los plazos, la ingeniería ya contempla este upside estratégico.
La firma de la Decisión Final de Inversión (FID) se espera para estos días, lo que habilitará el inicio de la construcción y la compra de materiales críticos para cumplir con una puesta en marcha a inicios de 2030, tras un plazo de ejecución de 45 meses. Esta celeridad es fundamental, ya que, como señaló Sandra Urrutia de YPF, sin estas plantas no se podría llevar adelante ninguno de los proyectos de exportación de crudo que hoy motorizan la cuenca.
