El expediente que Argentina LNG ingresó -y está pendiente de aprobación- al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) enumera una cadena que arranca en la roca de Vaca Muerta y termina en un buque frente a la costa de Río Negro.
El comunicado de YPF la describe por sus componentes: producción de gas rico en Neuquén, infraestructura dedicada de transporte, plantas de procesamiento, trenes de fraccionamiento de líquidos y dos unidades flotantes de licuefacción. Cada una de esas piezas tiene medidas conocidas, y varias tienen contratista.
El punto de partida es el área Meseta Buena Esperanza, al oeste de Vaca Muerta, una de las tres asignadas al proyecto junto con Aguada Villanueva y Las Tacanas. Las tres se agrupan en el vehículo UPCO ARLNG I, donde YPF conserva el 36% y Eni y XRG toman 32% cada una, un reparto todavía sujeto a aprobación regulatoria. Ese es el núcleo productivo que debe llenar los trenes de licuefacción.
De ahí sale el sistema de transporte, dos ductos que corren en paralelo a lo largo de 527 kilómetros. Atraviesan el departamento de Confluencia, en Neuquén, y los de El Cuy, Avellaneda y San Antonio, en Río Negro, hasta Sierra Grande, en la costa atlántica.
El primero es un gasoducto de 48 pulgadas, el de mayor diámetro que se haya construido en la Argentina, por encima de las 36 del Gasoducto Perito Moreno y de las 36 del sistema que financia Southern Energy. El segundo es un poliducto de 24 pulgadas que traslada los líquidos del gas natural (NGL) y los condensados.
La adjudicación de la obra civil del troncal quedó cerrada antes de la presentación al régimen. El consorcio que integran Pumpco, filial de MasTec, de los Estados Unidos, Bonatti, de Italia, y Contreras Hermanos, de la Argentina, recibió la notificación formal el 8 de julio por unos u$s 1.200 millones, con una oferta 15% por debajo de la segunda.
La planta de Neuquén, la primera estación de la cadena
La instalación que abre el circuito de proceso es una planta de separación primaria en Neuquén, y su ingeniería de detalle está preadjudicada desde junio a la unión transitoria que forman Sacde, de la Argentina, y Tecnimont, de Italia, por un monto que se ubica entre u$s 2.500 y u$s 3.000 millones. Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, lo reveló en exclusiva a Shale24 en una entrevista durante la apertura del Shale24-Santander Energy Summit.
El detalle de esa preadjudicación describe cómo funciona el reparto de poder dentro del consorcio. Quien asigna los grandes contratos de obra es Eni. La operadora de Italia conduce la ingeniería y las adjudicaciones, y YPF acompaña con equipo técnico propio. El proceso que derivó en la elección tuvo una mecánica poco habitual: YPF calculó primero un valor de obra con detalle y los oferentes debían presentar una propuesta por debajo de ese número.
Los dos integrantes aportan capacidades distintas. Tecnimont es la unidad de ingeniería del grupo Maire. Sacde, la constructora del grupo de Marcelo Mindlin, ya ejecutó el diseño, el montaje y la puesta en marcha de una planta de procesamiento de gas en Tratayén, que abastece a los gasoductos Neuba II, Centro Oeste y Perito Moreno. La ingeniería de detalle debe estar terminada hacia octubre y esa entrega no espera al FID, aunque la adjudicación completa sí queda sujeta a esa decisión.
La función de la planta explica por qué el proyecto necesita dos ductos y no uno. La corriente que llega de los pozos se parte en dos: el condensado sale por un lado, entre 80.000 y 100.000 barriles por día que se despachan por el ducto de líquidos hacia la costa, y el gas húmedo sigue viaje entero por el gasoducto de 48 pulgadas, con sus líquidos todavía adentro. Es el mismo tipo de corriente que hoy procesan Compañía Mega y el complejo Cerri. La separación fina, la que extrae etano, propano y butano, ocurre recién en destino.
Punta Colorada, la pieza más cara
La segunda planta es el complejo de Punta Colorada, en Río Negro. Ocupa cerca de 200 hectáreas, equivalentes al 70% del tamaño de la Refinería La Plata, demanda alrededor de u$s 8.000 millones y debe construirse en cuatro años. Marín la comparó con una refinería. Su adjudicación sigue pendiente.
Allí el gas se seca para licuarlo, conservando algo de etano según lo que pida cada mercado, y se separan etano, propano y butano. De ese complejo salen cinco productos de exportación: gas natural licuado (GNL), etano, propano, butano y las gasolinas o condensados. Esa diversificación es la que convierte un desarrollo de gas en un complejo de cinco mercados con precios propios, y es el argumento que Eni viene sosteniendo como ventaja de la formación neuquina frente a otros desarrollos de exportación.
Sumadas, las dos plantas de separación y tratamiento demandan del orden de u$s 10.000 millones a u$s 11.000 millones. Con el troncal, las tres piezas de precio conocido llegan a un rango de entre u$s 11.700 y u$s 12.200 millones, cerca de la mitad de los u$s 24.000 millones que el comunicado asigna a infraestructura estratégica hasta 2031.
Lo que la solicitud deja afuera
En la costa se anclan dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) de 6 millones de toneladas anuales cada una, que conforman la primera fase de 12 millones de toneladas anuales (MTPA, por sus siglas en inglés). Ese es el perímetro que entró al expediente.
El proyecto declara más. El sitio oficial de Argentina LNG describe dos unidades más una tercera y una capacidad de hasta 18 MTPA, con potencial de escalar a 24 millones de toneladas anuales. El material institucional del proyecto data ese diseño en el acuerdo con Eni de junio de 2025, que ya contemplaba la opción de una tercera unidad con un socio estratégico. Marín confirmó en junio que los socios trabajan en llevar el proyecto a 18 millones de toneladas con el ingreso de nuevos actores.
El transporte se dimensionó para esa escala mayor. Las dos flotantes de la primera fase requieren alrededor de 49 millones de metros cúbicos diarios de gas, mientras el troncal se diseñó para transportar entre 75 y 100 millones de metros cúbicos diarios, es decir entre una vez y media y el doble de lo que la fase presentada necesita.
Para dimensionarlo contra la cuenca: la provincia del Neuquén produjo 118,6 millones de metros cúbicos diarios de gas en junio de 2026, el último mes completo del Capítulo IV de la Secretaría de Energía. Las cifras corresponden a producción bruta operada, el total declarado por cada operador sin descontar la participación de sus socios. La capacidad de diseño del ducto equivale a entre el 63% y el 84% de ese volumen.
La arquitectura societaria acompaña ese reparto. Además del vehículo de upstream, YPF definió el que concentra el midstream, que agrupa ductos y plantas y permite salir a buscar deuda por un carril separado del de la perforación de pozos. El armado contractual que sostiene todo eso involucra catorce contratos a negociar entre tres compañías, con JP Morgan como banco principal del financiamiento y Santander como asesor.
Todo lo anterior está sujeto a la decisión final de inversión. Quedan por definir el astillero de las dos flotantes, cuya ventana de adjudicación venció sin resolución publicada, y el adjudicatario del complejo de Punta Colorada, la pieza más cara de la cadena y la única que todavía no tiene contratista elegido.