Los números llegan solos. Vaca Muerta explica hoy el 67% de la producción de petróleo y el 60% de la de gas natural en Argentina: 900.000 barriles diarios y 160 millones de metros cúbicos por día, respectivamente. La meta del sector es alcanzar el millón de barriles antes de fin de año y 1,5 millones para 2030.
Como el consumo interno de nafta y gasoil ronda los 540.000 barriles diarios, el excedente se exporta. Si la industria cumple la proyección de 2030, los ingresos anuales superarían los US$21.600 millones, calculados a un precio promedio de US$60 el barril.
El cuello de botella era la infraestructura. Ya no lo es.
Media docena de obras simultáneas, todas de capital privado, están resolviendo el problema de transporte que frenaba la conversión de roca en divisas.
La más avanzada es el oleoducto VMOS —Vaca Muerta Oleoducto Sur—, una inversión de US$3.000 millones en casi 600 kilómetros que unirá Neuquén con una terminal de exportación en la costa atlántica de Río Negro. Lo lideran YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron, Shell y Tecpetrol. Permitirá exportar hasta 550.000 barriles diarios, con margen para escalar a 700.000. La profundidad del agua en Río Negro habilita buques VLCC de dos millones de barriles, lo que abarata el flete entre US$2 y US$3 por barril. Las operaciones arrancarían en noviembre; la primera exportación, entre enero y febrero próximos. El proyecto sumaría cerca de US$14.000 millones anuales en exportaciones a partir de 2027.
En paralelo, TGS avanza con la ampliación del gasoducto Perito Moreno —antes Néstor Kirchner—, con una inversión de US$700 millones que llevará la capacidad de 26 a 40 millones de metros cúbicos diarios entre Vaca Muerta y Buenos Aires. Operativa para el invierno de 2027, la obra permitirá reducir los buques importadores de GNL de 23 a entre 10 y 11, con un ahorro estimado de US$700 millones en la balanza comercial y US$500 millones en las cuentas fiscales.
Southern Energy —integrada por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y la noruega Golar— construirá un gasoducto de 471 kilómetros hacia el Golfo San Matías por US$1.300 millones. Dos buques de licuefacción operarán en esa costa: el Hilli Episeyo, con 2,45 millones de toneladas anuales desde septiembre de 2027, y el MKII, con 3,5 MTPA desde fines de 2028.
A eso se suma el proyecto de YPF, Eni y XRG —brazo inversor de Adnoc, la petrolera de Abu Dhabi—, con dos ductos paralelos de 527 kilómetros y capacidad conjunta de 12 millones de toneladas anuales de GNL. La decisión final de inversión se espera para fin de año o comienzos de 2027.
TGS lleva además un tercer proyecto: una planta en Tratayén para separar componentes líquidos del gas —etano, propano, butano y gasolina— que viajarán por un poliducto de 573 kilómetros hasta Bahía Blanca. Inversión de US$3.000 millones; exportaciones proyectadas de US$1.200 millones anuales.
Por último, TGN busca financiamiento para un gasoducto de 750 kilómetros entre Tratayén y La Carlota, Córdoba, con un costo estimado de entre US$2.000 y US$2.100 millones.
Lo que estos proyectos demuestran es simple: cuando las reglas se estabilizan y el Estado deja de ser el único operador del sector, el capital privado —nacional e internacional— encuentra el camino solo. Argentina lleva décadas desperdiciando la renta de su subsuelo por falta de infraestructura; ahora la está construyendo sin dinero del contribuyente. El mercado ya votó: más de diez mil millones de dólares en compromisos concretos son la señal más clara de que la desregulación y la apertura al capital privado generan retornos que ningún plan estatal pudo replicar.
