El consorcio integrado por Pan American Energy, YPF y Pampa Energía obtuvo un préstamo sindicado de bancos internacionales (Citi, JP Morgan, Santander e Itaú) para financiar el gasoducto de 472 km que llevará gas de Vaca Muerta hasta las terminales flotantes de GNL de Southern Energy en el Golfo San Matías, Río Negro. El monto cubre cerca del 69% de la inversión total prevista, de US$1.300 millones.
Cada financiamiento cerrado en la cadena de exportación (gasoducto, terminales, buques) achica el riesgo de que el proyecto se demore, y eso importa porque es la salida física que le da valor de exportación al gas que hoy se vende solo en el mercado interno. Para un comercializador, es una señal para empezar a mapear qué productores van a tener volumen comprometido con este corredor y cuáles siguen con gas libre para contratos domésticos.
El proyecto contempla dos plantas de urea de 3.000 toneladas diarias cada una, usando gas natural de Vaca Muerta como insumo principal para producir amoníaco y luego urea, aprovechando la cercanía de Bahía Blanca con infraestructura gasífera y portuaria.
Un proyecto de esta escala es un comprador de gas firme de muy largo plazo — exactamente el tipo de contraparte que vale la pena tener mapeada antes de que salga a buscar proveedores. Vale la pena seguir de cerca los tiempos de construcción para anticipar cuándo empieza a demandar volumen real.
El gobierno de Neuquén confirmó el mecanismo por el cual operadores de la cuenca anticipan regalías y peajes para financiar rutas clave para el movimiento de equipos y producción, en el marco del rol que Figueroa le atribuye a Vaca Muerta como motor de desarrollo para toda la Argentina.
Este mecanismo de anticipo contra obra pública es replicable a infraestructura de transporte de gas. Si eso pasa, se destraba más rápido la capacidad de evacuación que hoy limita cuánto gas firme se puede vender puertas afuera de la cuenca — un tema para monitorear directamente con la CEPH.
El presidente Rodrigo Paz adelantó que este mes habrá anuncios sobre la capacidad boliviana de producir diésel y gasolina, en el marco del trabajo de su gobierno en una nueva Ley de Hidrocarburos, junto con las de Minería e Inversiones, buscando dinamizar la economía y atraer capitales.
Todavía es pronto para saber si esto se traduce en algo concreto, pero septiembre es el mes a vigilar: si la nueva ley ofrece condiciones reales para exploración privada, ahí se juega si Bolivia vuelve a ser oferente confiable para el NOA en los próximos años. Vale la pena empezar a armar el análisis de escenarios antes de que salga la ley, no después.
Marcelo Blanco, ministro de Hidrocarburos y Energía, declaró que YPFB busca volver a su rol de exploración, explotación y refinación, dejando gradualmente la comercialización, en el marco de la intervención estatal de 180 días dispuesta por decreto.
Si esto se concreta, se abre un espacio de intermediación comercial en el mercado boliviano que hoy ocupa el propio Estado — relevante para cualquiera que quiera posicionarse temprano de cara a una eventual reapertura exportadora. Con los flujos actuales a Argentina por debajo de 0,5 MMm³/d vía Gasbol/GTB, el impacto inmediato es bajo, pero quien entienda primero cómo se reparte ese rol de comercialización, entra primero.
La autorización, publicada en el Diário Oficial el 2 de septiembre, tiene vigencia de dos años a partir del 13 de diciembre de 2026. El gas podrá ingresar por las terminales de GNL de Bahía de Guanabara (Río de Janeiro) o de Bahía (Salvador), destinado a cubrir demanda térmica.
Esto repercute directo en el costo de importación argentino vía Escobar en el corto plazo, ya que Brasil se está reasegurando oferta de GNL de cara a 2027-2028 y va a competir por los mismos cargamentos en el Atlántico. Pero también valida que la región va a seguir demandando el gas que los proyectos de exportación de Vaca Muerta buscan colocar — hay que seguir de cerca si Petrobras usa esta ventana para comprar cargamentos que compitan directo con oferta argentina o si abre lugar a proveedores regionales.