Competitividad en la producción
Durante años, la conversación sobre el gas en la Argentina giró alrededor de cómo conseguir más. En la AOG Patagonia 2026, que cerró el jueves en Neuquén, apareció una pregunta distinta: qué gas va a sostener los contratos que vienen. El martes 20, en el primer bloque del Encuentro con los CEOs, Sergio Mengoni, director general de Total Austral y country chair de TotalEnergies en la Argentina, pidió "algún tipo de incentivo también al dry gas" para que su desarrollo "siga siendo competitivo".
Mengoni habló haciendo referencia a Aguada Pichana, que definió como "un campo de gas seco" y donde la francesa está asociada con PAE, Wintershall e YPF, en Vaca Muerta. Allí la compañía apunta a ampliar la capacidad de producción, dentro de una cartera cercana a los u$s 10.000 millones para la Argentina que presentó Patrick Pouyanné en París. Su argumento partió de un consenso del sector y fue a buscar el matiz: "Creo que todos sabemos que va a venir muchísimo gas asociado de los yacimientos de petróleo, pero creo que es importante no olvidarse el dry gas".
La razón, según el ejecutivo, está en la demanda. "La demanda de gas del país va a crecer, va a crecer y mucho", dijo, y recordó que el gas explica hoy la mitad de la matriz energética argentina. Usó a Estados Unidos como espejo: allí, afirmó, el gas asociado representa el 20% del gas del país. Por eso, concluyó, el gas seco "va a seguir siempre necesario para complementar esta matriz energética".
Mengoni agregó que el gobernador Rolando Figueroa comenzó a conversar el tema con el Gobierno nacional, y que Pouyanné lo planteó en París.
El gas asociado crece con el petróleo y también declina con él
Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), moderaba el panel y tomó la posta con un punto que, dijo, Mengoni no había mencionado. Los contratos de largo plazo, para gas natural licuado (GNL) o para exportación, necesitan un gas de respaldo que el asociado no garantiza.
"El gas asociado va a declinar con la producción y puede llegar a 70 millones, ponerle una cosa así, cuando estemos produciendo un millón y medio", explicó, en alusión a metros cúbicos diarios de gas asociado y a barriles diarios de petróleo. "Pero tenés que tener un backup del gas seco. El gas seco tiene un costo que si el precio no supera ese costo, nadie lo va a producir".
En un yacimiento de gas seco, explicó, "lo único que sale es gas y no tenés ningún otro subproducto". Con ese gas, dijo, hay que abastecer el mercado interno, alimentar los proyectos de GNL y llegar a los mercados regionales. "Creo que es algo que hay que empezar a trabajar para que se entienda que se necesitan incentivos", cerró.
El día anterior, en el acto inaugural de la exposición, Figueroa había planteado la misma inquietud desde la provincia: "¿Cómo podemos generar energía que alimente a Vaca Muerta con una ventaja competitiva, mucho más barata, que nos permita asentar en Rincón de los Sauces y en varios lugares a la industria con un costo de la energía de menor valor?". Según el Diario de la AOG, adelantó que ya están trazadas las primeras líneas de trabajo con el ministro de Economía, Luis Caputo, con foco en la promoción de la zona de gas seco.
La demanda que viene ya tiene destino
El miércoles 21, en el tercer bloque del mismo ciclo, las transportistas pusieron números al otro lado de la ecuación. Horacio Pizarro, CEO de TGN, recordó que hace tres años la Argentina importaba de Bolivia unos 10 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) en promedio anual, y que hoy importa uno. "Cada año va a importar menos, hasta llegar al punto donde le vamos a tener que exportar gas de Vaca Muerta a Bolivia", dijo.
En el sistema de TGN, agregó, hay centrales eléctricas que podrían consumir 32 MMm³/d y casi ninguna tiene asegurado transporte firme todo el año. Para abastecer esa demanda, TGN proyecta el Gasoducto Manuel Belgrano, que unirá Tratayén con La Carlota con 13 MMm³/d desde el primer día, junto con la reversión del Gasoducto Norte, que pasaría de 15 a 29 MMm³/d. Según sus cuentas, los 24 cargamentos de GNL que llegaron entre este invierno y el anterior bajarían a la mitad, unos 12, con la obra que ejecuta TGS.
Oscar Sardi, CEO de TGS, detalló que la ampliación del Gasoducto Perito Moreno tiene que estar operativa el 1 de mayo y sumará 14 MMm³/d en Salliqueló, y que la compañía tiene prácticamente cerrados otros 4,5 MMm³/d con destino a las plantas de urea de Bahía Blanca. Su diagnóstico coincidió con el de los productores: "Hay gas para más de 100 años, por lo tanto hay que generar demanda".
La demanda también mira hacia afuera. Mengoni nombró a Brasil y al norte de Chile como destinos y sumó la demanda insatisfecha del NOA y el Litoral. "Hoy en Brasil, si llegamos con un precio competitivo, podemos ser una fuente muy importante", dijo. Es la misma discusión que el sector viene planteando sobre la construcción de un mercado regional del gas.
El planteo más amplio sobre el destino de ese gas lo hizo Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy, en el segundo bloque del martes. Dijo tener la convicción de que la Argentina "va a estar entre los 10 productores de gas más grandes del mundo en los próximos 10 años", junto con Argelia, Noruega y Arabia Saudita. "Lo que vos tenés ahí es una dinámica (…) que es la gestión de la abundancia y no la gestión de la escasez", afirmó. Esa abundancia, explicó, obliga a extender la cadena de valor del gas hacia industrias intensivas en energía.
Nombró dos. La primera son los fertilizantes: la urea, explicó, "es prácticamente gas", y ya hay expansiones en marcha de Pampa y de Profertil en Bahía Blanca. La segunda son los centros de datos, que necesitan energía competitiva y disponible "24 horas, 7 días, 365 días al año". Según dijo, un proyecto de 500 megavatios consume entre 2 y 3 MMm³/d de gas, y la Patagonia suma temperaturas favorables, tierra y mano de obra calificada para recibirlos.