La compañía presentó un proyecto que en 2026, permitirían sustituir millonarias importaciones de LNG y gasoil. “Es la alternativa de obra de ampliación más eficiente en este momento. Argentina a partir del 2026 dejará de erogar U$S700 millones por año en importaciones que podrían ser reemplazados por gas de Neuquén a un costo de U$S200 millones, dijo Oscar Sardi.
Energía20 de junio de 2024
TGS, la compañía de energía controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, presentó al Ministerio de Economía un proyecto de ejecución y financiamiento de obras de ampliación de los sistemas de transporte existentes con una inversión asociada de 700 millones de dólares.
Su principal propósito es disponibilizar volúmenes incrementales significativos de gas natural en el nodo Litoral (14 MMm3/d) en el invierno 2026, para dar confiabilidad al suministro energético y sustituir importaciones de GNL y gasoil, 100 días al año, con gas de Vaca Muerta, además de potenciar los saldos exportables a la región.
El proyecto está basado en el máximo aprovechamiento de la infraestructura de transporte existente, de alta eficiencia en términos de monto invertido por metro cúbico transportado, lo que se traduce en un menor costo para el usuario final, además de los menores plazos constructivos.
Esta iniciativa privada sustituirá durante el período invernal las importaciones de GNL y gasoil, que actualmente compensan el déficit de gas natural que presentan las cuencas del Norte y Sur del país, con precios que oscilan entre U$S 11 y 18 por MM BTU, de 3 a 5 veces superiores a los precios que se comercializan desde la Cuenca Neuquina.
TGS aclaró que el proyecto es complementario y de ninguna manera excluye la posibilidad de avanzar con la construcción del Tramo II del GPNK y/o cualquier otra obra de infraestructura que permita impulsar el desarrollo de Vaca Muerta y la integración energética regional.
El plan está integrado por obras de ampliación en dos sistemas con marcos regulatorios diferenciados. Por un lado, se propone ejecutar una obra en el Tramo Tratayén – Salliqueló del GPNK, bajo la Ley de Hidrocarburos y aplicando el Régimen de Iniciativa Privada (IP), que requiere un proceso de concurso para recibir y adjudicar las ofertas que presenten los interesados en su ejecución. El proyecto podría estar habilitado en el invierno 2026, para lo cual es necesario arribar a la adjudicación antes de noviembre del corriente año.
Las etapas
Por otra parte, el proyecto se complementa con una ampliación en el sistema regulado de tgs, que financiará y ejecutará bajo los términos de su licencia y que permitirá que el gas natural incremental que arriba a Salliqueló por el GPNK acceda al área GBA, para luego ser transferido al sistema de TGN hacia el área del Litoral.
La obra en el GPNK contempla la instalación de tres nuevas Plantas Compresoras con un total de 90.000 HP y una inversión del orden de los U$S 500 MM. La obra en el sistema regulado de tgs abarca la instalación de 20 km 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, con una inversión estimada en U$S 200 MM que tgs financiaría, aunque no resulte adjudicada en la ampliación del GPNK.
“Las reservas de Vaca Muerta son equivalentes a más de 120 años de consumo interno”, dijo Oscar Sardi, CEO de tgs, y agregó que “resulta imperioso que Argentina cuente con la infraestructura necesaria que le permita capitalizar estos recursos durante la transición energética”.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, y Luis Fallo, Director Ejecutivo del grupo Sielecki, destacaron que: “Desde 2019, tgs viene invirtiendo más de U$S 700 MM en instalaciones Midstream para acompañar el desarrollo que impulsan los productores de gas en Vaca Muerta. Este proyecto, que agrega otros U$S 700 MM, refuerza la vocación de tgs y sus accionistas de confiar y apostar al crecimiento económico y social del país”. Además, Mariani agregó que “de aprobarse la Ley Bases, el encuadramiento de la inversión privada dentro del RIGI redundará en menores tarifas de transporte de gas para los usuarios”.
Los beneficios en la balanza comercial de Argentina ascenderán a más de U$S 700 MM/año y, en términos de ahorros fiscales, en el orden de U$S 500 MM/año, por la sustitución de estas importaciones a partir de la habilitación del proyecto. Todo ello, sin considerar los réditos por los saldos de gas natural que podrán exportarse a la región en el período estival al disminuir la demanda del mercado interno.
El impacto
El proyecto además reactivará el crecimiento de diversos sectores económico. No es un dato menor citar los impactos positivos en el Upstream, considerando que el desarrollo de 14 MMm3/d de producción incremental de gas natural implicará la perforación y completamiento de aproximadamente 20 pozos en la etapa inicial, con una inversión estimada del orden de U$S 400 MM. Ello sin incluir las inversiones requeridas en el midstream que agregarían más de U$S 450 MM en instalaciones de acondicionamiento del nuevo gas a ser transportado.
“Estamos convencidos que es la alternativa de obra de ampliación más eficiente en este momento. Su gran contribución al suministro y su menor plazo constructivo permitirá a Argentina a partir del 2026 priorizar los recursos propios, dejando de erogar U$S 700 MM por año en importaciones que podrían ser reemplazados por gas de Neuquén a un costo de U$S 200 MM, generando un importante ahorro y garantizando el abastecimiento interno en cada invierno”, dijo Oscar Sardi.
“La decisión de YPF de operativizar la exportación de GNL desde el Golfo San Matías con barcos fábrica, en lugar de una planta en tierra, no modifica en absoluto la cantidad de toneladas de GNL previstas para la exportación”. Así lo expresó la provincia en un comunicado oficial en el que reafirma su perfil exportador de GNL, tras la decisión de YPF de no avanzar con la construcción de la planta en Sierra Grande.
La producción de shale oil creció pero advierten que el impulso proviene del aumento de perforaciones más que de mejoras de productividad. Solo en enero y febrero se conectaron 78 nuevos pozos de shale, un 23,8% más que en el mismo período de 2024. Esta intensificación perforadora permitió compensar el freno en la productividad, pero también implica mayores exigencias en inversión, logística e infraestructura.
El presidente de la empresa, Horacio Marin, explicó que los proyectos de GNL siguen en marcha pero se harán en barcos. La novedad cambia la dinámica diseñada para Sierra Grande, que aún tendrá el oleoducto con los tanques de reserva en costa y la monoboya en el mar para exportar el crudo que viene de Vaca Muerta.
A través de su filial Gas Bridge Comercializadora, Pluspetrol se sumó a la lista de compañías que están comercializando el gas de Vaca Muerta hacia otros mercados como Tecpetrol y TotalEnegies, que en los últimos días concretaron exportaciones utilizando la infraestructura existente de gasoductos de Argentina, Bolivia y Brasil.
Las ventas de petróleo hacia Estados Unidos generaron ingresos por 564 millones de dólares, un 15% más que en el mismo período del año pasado. En paralelo, las ventas de petróleo a Chile alcanzaron 394 millones de dólares, más del doble en comparación con el primer trimestre de 2024.
La provincia se sumó al sistema de alerta temprano impulsado por Naciones Unidas para detectar emisiones de metano mediante tecnología satelital con Inteligencia artificial. En paralelo, se creó el Programa de Monitoreo y Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el sector hidrocarburífero.
