Cómo avanza el mayor proyecto de líquidos del gas
El directorio de TGS aprobó los acuerdos con YPF, Chevron y Pluspetrol que cubren más del 80% de la capacidad de su megaproyecto de NGL, con punto de partida en la planta Tratayén, en Neuquén.
El desarrollo de Vaca Muerta sumó esta semana una pieza clave para destrabar uno de sus principales cuellos de botella. El directorio de Transportadora de Gas del Sur (TGS) aprobó los acuerdos a suscribirse con YPF, Pluspetrol y Chevron para cubrir más del 80% de la capacidad de su proyecto de líquidos del gas natural (NGL), mientras mantiene negociaciones avanzadas con otros productores para completar el volumen disponible.
El impacto en el empleo es uno de los datos más relevantes para la región: durante los cuatro años de ejecución de la obra se estima la generación de aproximadamente 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos, buena parte de ellos concentrados en territorio neuquino y en el corredor hacia el puerto bonaerense.
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La inversión asciende a US$ 3.000 millones y el proyecto está orientado a la obtención de los líquidos recuperados a partir del procesamiento del gas natural, es decir, productos como etano, propano y butano que hoy quedan parcialmente sin aprovechar. La compañía proyecta que la infraestructura esté en marcha a partir de 2030.
«Es una inversión estratégica de gran relevancia para el desarrollo energético de Argentina», afirmó Oscar Sardi, CEO de TGS, quien precisó que el proyecto «permitirá generar exportaciones por aproximadamente US$ 1.200 millones anuales».
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El esquema de obras tiene su punto de partida en suelo neuquino. La iniciativa contempla la construcción de un gasoducto de segregación de corrientes de gases de aproximadamente 100 kilómetros, nuevas instalaciones de procesamiento de gas en la planta Tratayén, un poliducto entre Tratayén y Bahía Blanca, además de una planta de fraccionamiento y otra de almacenamiento de productos en Bahía Blanca, e incluye obras complementarias en la terminal marítima para su exportación.
En términos técnicos, la segregación de corrientes permite separar el gas rico —con alto contenido de líquidos— del gas seco que circula por los gasoductos troncales. Ese paso es decisivo para la cuenca: el proyecto permitirá viabilizar el aumento de la producción de crudo y adecuar el gas asociado para su transporte. Sin esa capacidad de procesamiento, el propio crecimiento del shale oil neuquino encuentra un techo, porque el gas que acompaña al petróleo no puede inyectarse sin tratamiento previo.
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El anuncio se suma a la cartera de grandes obras de midstream que reconfiguran el mapa exportador de la cuenca neuquina, en paralelo al oleoducto VMOS hacia el Atlántico y los proyectos de GNL en marcha. La diferencia es la escala: se trata del mayor proyecto de líquidos del gas de la historia argentina, y compite en magnitud con las principales iniciativas de infraestructura energética del país.
Con los contratos de los tres grandes productores ya aprobados por el directorio, el próximo hito será la Decisión Final de Inversión (FID), paso previo al inicio de la construcción. Si los plazos se cumplen, hacia 2030 la Argentina sumará una nueva corriente exportadora de US$ 1.200 millones anuales, con Neuquén como punto de origen y Bahía Blanca como puerta de salida.