Vaca Muerta ya suma anuncios de inversión por u$s200.000 millones en la próxima década

La Cuenca Neuquina se encamina a ejecutar la mayor movilización de capitales de la historia industrial en la Argentina durante la próxima década. La convergencia entre la batería de megaproyectos estructurados bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y el gasto de mantenimiento operativo necesario para preservar la meseta de producción actual proyecta un flujo que superará los u$s200.000 millones hacia 2035.

Esta masa de recursos opera bajo dos dinámicas complementarias dentro del ecosistema del desarrollo de Vaca Muerta. Por un lado, la actividad de perforación y completación diaria requiere un piso de inversiones cercano a los u$s10.000 millones anuales solo para contrarrestar la declinación natural de los pozos en producción y mantener la curva ascendente de oferta.

Este número es el que se espera se alcance al cierre de 2026, pero los mismos actores de la industria y analistas resaltan que la cifra irá incrementándose en la medida que avance el desarrollo de áreas y se vayan sumando nuevos proyectos, ya que el trabajo en modo factoría de los pozos de Vaca Muerta requiere inversión constante para mantener el nivel de producción.

Los planes de inversión más importantes en Vaca Muerta

Por el otro lado, la plataforma del RIGI aportará más de u$s108.000 millones en iniciativas plurianuales orientadas al desarrollo masivo del upstream, la eliminación de cuellos de botella en el midstream y la transformación industrial del gas no convencional. El pilar del incremento en la producción de crudo está encabezado por desarrollos masivos en la ventana petrolera de la cuenca.

Entre las iniciativas aprobadas en el marco del RIGI destaca el proyecto en el área Bajo del Choique - La Invernada, operado por Pluspetrol en sociedad con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), con un compromiso de inversión de u$s12.240 millones. El plan contempla la perforación de 620 pozos horizontales, la construcción de cuatro plantas de tratamiento de crudo (PTC) para alcanzar los 100.000 barriles diarios hacia 2028, y un oleoducto dedicado de 45 kilómetros hasta Auca Mahuida.

En la misma línea, Tecpetrol obtuvo la aprobación formal para el bloque Los Toldos II Este por u$s6.432 millones, con un programa enfocado en la perforación de 380 pozos no convencionales e instalaciones de separación primaria.

A su vez, Pampa Energía ejecutará u$s4.522 millones en Rincón de Aranda para acelerar su posicionamiento en black oil, destinando u$s 1.099 millones a la fase inicial de desarrollo temprano.

En paralelo, Chevron ingresó formalmente a evaluación bajo el RIGI su proyecto integral en El Trapial por u$s13.800 millones, mientras que Vista Energy avanza en la reestructuración de su plan plurianual por más de u$s8.000 millones hacia 2030 en sus bloques de la cuenca.

Midstream y el salto exportador de GNL

La viabilidad técnica y comercial de este incremento de oferta depende de forma directa de la infraestructura de transporte. El megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), operado por un consorcio integrado por YPF, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol y Shell, está concretando desembolsos por u$s 3.000 millones.

La obra abarca la construcción de un oleoducto de 437 kilómetros desde Neuquén hasta la terminal marítima en Punta Colorada, Río Negro, dotada de monoboyas de calado profundo para la carga de buques de gran porte.

En tanto, Oldelval avanza en el tramo Oldelval Norte con una inversión de u$s 400 millones para construir un ducto de 207 kilómetros que ampliará la captación en la zona norte de la cuenca. Pero la velocidad del crecimiento del denominado hub norte lleva que a comienzos de 2027 se pueda definir una obra similar de ampliación, lo que podría significar otros u$s 400 millones.

El segmento del gas natural y los líquidos asociados presenta los montos más elevados del esquema por la magnitud de las instalaciones requeridas para la exportación a gran escala. El proyecto Argentina LNG, impulsado por YPF en sociedad con Eni y XRG (ADNOC), lidera la nómina con un presupuesto estimado en u$s51.000 millones a lo largo de sus fases.

Aún no formalizado, la cifra en palabras del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, podría escalar hasta los u$s76.000 millones considerando las proyecciones de ampliación de capacidad de producción de GNL, que de los previstos hoy en 18 MTPA —entre Argentina LNG y Southern Energy— podría escalar a los 24 y los 30 MTPA con el ingreso de nuevos socios.

El plan cuyo FID se anunciará el 16 de noviembre en Buenos Aires abarca el desarrollo upstream de gas en Vaca Muerta, la construcción de tres ductos dedicados hacia el Atlántico —gas, petróleo y líquidos— y la instalación de infraestructura de licuefacción flotante y operativa en tierra para comenzar a operar hacia 2030.

De forma paralela, el consorcio Southern Energy (SESA) —conformado por Pan American Energy, Golar LNG, YPF, Harbour Energy y Pampa Energía— presentó su expediente RIGI por u$s2.900 millones para su primera etapa de 10 años, con una proyección global de u$s15.000 millones durante los 20 años de vida útil del proyecto contando también el upstream de Vaca Muerta.

Esta iniciativa contempla la instalación del buque de licuefacción Hilli Episeyo en el Golfo San Matías y la construcción de la infraestructura de transporte requerida para iniciar envíos al exterior a partir de 2027. La segunda unidad flotante denominada Esperanza estará operando frente a las costas argentinas para el segundo semestre de 2028.

Líquidos del gas y agregación de valor petroquímico

El procesamiento y valorización de los líquidos del gas natural (NGL) también consolidan montos relevantes de capital. Es decir, como el petróleo de Vaca Muerta sale a superficie con abundante gas asociado con mucho contenido pesado, es necesario separar sus componentes que son en su totalidad exportables como etano, butano, propano y gasolina liviana.

En este campo, TGS cuenta con aprobación RIGI por u$s3.200 millones para la ampliación de sus sistemas de captación y acondicionamiento en la cuenca, sumado a la extensión de la capacidad de fraccionamiento de propano, butano y gasolina natural en el polo de Bahía Blanca. Asimismo, Compañía Mega sumó la aprobación de u$s365 millones para incrementar un 27% su capacidad de separación de líquidos.

Por último, el aprovechamiento del gas no convencional como insumo industrial se refleja en el sector petroquímico. Pampa Energía obtuvo la aprobación del RIGI para la construcción de una planta de urea y amoníaco en Bahía Blanca por u$s2.693 millones. El establecimiento utilizará el gas no convencional de la cuenca como materia prima para la producción de fertilizantes nitrogenados a escala de exportación global.

No está anunciado, pero sí está en estudios avanzados en Profertil la ampliación de la única planta de urea granulada que funciona hoy en el país. Allí un viejo proyecto de YPF es duplicar su capacidad actual de producción de 1,3 millones de toneladas, lo que demandaría una inversión de unos u$s2.000 millones.

Así, el detalle de los proyectos aprobados y presentados bajo el marco regulatorio del RIGI confirma una suma de u$s108.532 millones. Al adicionarse el requerimiento operativo de u$s 10.000 millones anuales durante la próxima década para sostener los pozos en producción y los campos en desarrollo, la Cuenca Neuquina afianza un horizonte de inversiones superior a los u$s208.000 millones, consolidando su rol como el principal motor de acumulación de capital y generación de divisas para la Argentina.