Primero crudo con VMOS, luego gas y GNL: Río Negro se prepara para licuar y exportar desde el Golfo San Matías con nueva infraestructura. Te lo contamos sin tecnicismo.

Con el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) entrando en su tramo final y con puesta en operación prevista para fines de 2026, vale ordenar la conversación desde el principio: VMOS es petróleo; es la “manguera” (oleoducto) que evacúa crudo de Vaca Muerta hasta Punta Colorada (Sierra Grande) para exportarlo por el Atlántico. Una vez estabilizada esa foto, empieza otra película: la del gas. Y dentro de esa película, el capítulo decisivo se llama GNL: tomar ese gas, llevarlo por gasoductos dedicados hasta la costa rionegrina, licuarlo en unidades flotantes y venderlo al mundo en buques metaneros. Primero crudo con VMOS; después gas; y, a partir de ese gas, GNL. Sobre esa secuencia construimos este relato, sin apuro y con todos los detalles que a los lectores de E360° les importan para entender qué se viene de verdad.

La utilidad de VMOS es inmediata: ordena la salida del crudo, libera cuellos logísticos en superficie y despeja capacidad para que el sistema energético empiece a girar en otra dimensión. Cuando esa válvula quede abierta, el foco pasa al gas. Antes de licuarlo, hay que asegurar que fluya con más estabilidad y volumen. En términos sencillos: se refuerza la troncal que ya existe y se preparan conexiones nuevas, con una aclaración clave para no confundir. El refuerzo Tratayén-Salliqueló (compresoras nuevas, tramos de loop, más presión para abastecer el centro del país) no atraviesa Río Negro ni alimenta a las unidades de licuefacción rionegrinas; pero mejora el balance general del sistema y ayuda de manera indirecta, porque permite sacar más gas desde Neuquén hacia el este sin generar cuellos en origen. Lo que sí es estrictamente rionegrino es el gasoducto dedicado que conectará la red con el Golfo San Matías. Ese ducto (con tramos onshore y offshore) es la bisagra: traduce “más gas circulando” en gas disponible para licuar frente a nuestra costa.

Cuando esa conexión exista, aparece la primera postal concreta de la nueva etapa: dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) operando frente al Golfo San Matías. La lógica es simple y potente. Primero ingresa el Hilli Episeyo, con ventana operativa alrededor de fines de 2027; luego se suma la MKII, prevista para 2028 con contrato largo. Al principio pueden apoyarse en capacidad disponible del sistema; con el gasoducto dedicado, tendrán molécula firme desde Vaca Muerta. En tierra, esto significa trabajo y especialización local: bases de apoyo en San Antonio Este y San Antonio Oeste, logística on/offshore, operación y mantenimiento, normas de seguridad industrial y gestión ambiental a nivel exportador. Dicho sin vueltas: se abren oportunidades para proveedores rionegrinos y se ancla un flujo de ingresos que no depende solo de vender gas “puerta adentro”, sino de convertirlo en GNL y exportarlo.

En paralelo -y acá conviene ser muy claros- conviven tres carriles distintos bajo el paraguas “Argentina LNG”. El primero es el de Southern Energy con las dos FLNG del Golfo San Matías (Hilly Episeyo y MKII), que juega ahora: 2027 y 2028. El segundo es el marco YPF + Shell, pensado con lógica modular y una capacidad inicial del orden de 10 mtpa (millones de toneladas por año), que necesita su propio gasoducto dedicado «Neuquén-costa rionegrina» para alimentar flotantes de mayor porte. Y el tercero es el proyecto YPF + ENI, que el 10 de octubre cerró su acuerdo de ingeniería para una fase en torno a 12 mtpa con dos unidades flotantes y un gasoducto troncal de gran diámetro hacia la costa de Río Negro. Ese ducto “de gran diámetro” es un gasoducto de 48 pulgadas (48″), pensado para transportar gas desde Vaca Muerta a la costa con un horizonte 2029/2030, sujeto a ingeniería y decisiones finales de inversión. ¿Dónde se inserta ADNOC, la petrolera de Abu Dabi, en este mapa? No en el FLNG de Southern Energy (Hilly Episeyo y MKII). Su interés se negocia sobre el ecosistema centrado en YPF —el anillo donde están ENI y el marco con Shell— como socio financiero/comercial: espalda de inversión, experiencia en cadenas de GNL y acceso a mercados premium. Hoy no hay FID cerrado ni equity anunciado; hay negociación avanzada sobre esa mesa.

Todo esto necesita un suelo institucional que lo haga posible. Río Negro avanzó con una nueva Ley de Puertos que habilita terminales privadas, concesiones de largo plazo y un fondo de infraestructura para muelles, accesos y dragado. Esa norma no es un detalle; es la llave que baja incertidumbre y permite que el CAPEX privado se comprometa con horizonte. Punta Colorada se afianza como terminal petrolera del VMOS —tanques, monoboya, obra portuaria— y San Antonio Este/Oeste se perfila como el nodo operativo y de servicios para el GNL flotante. La combinación puertos + gasoducto dedicado + barcos de licuefacción es la que transforma un plan en empleo concreto, desarrollo de proveedores, capacitación y regalías que se sienten en la economía local.

¿Queda algo más en carpeta después de esa primera ola? Sí, y es lo que la industria llama segunda ola. Una pieza es un gasoducto de gran diámetro (48″) —repito: gasoducto, no oleoducto— que duplica capacidad en un solo caño y le da músculo exportador estructural a la cuenca. Otra es un poliducto “Vaca Muerta Liquids” (caño de 24″) hacia Bahía Blanca para mover NGLs (propano, butano, gasolina natural y etano) con plantas de fraccionamiento; es el complemento líquido del plan gasífero. Y una tercera es un nuevo oleoducto (a veces denominado VMOS 2), orientado a los crudos de la ventana wet gas, que ayuda a capturar valor y a equilibrar los ingresos ante ciclos de precio. No son anuncios para mañana: dependen de que la primera ronda se ejecute bien, de que los mercados acompañen y de que se cierren los FIDs. Pero, si miramos hacia adelante, dibujan la escala que consagra a Río Negro como plataforma energética del Atlántico Sur.

Para el lector que quiere un ritmo y un reloj, el trazo grueso sería así. 2026 cierra con el oleoducto VMOS bombeando crudo y la logística petrolera rionegrina ordenada. 2027 empieza a mostrar el gas “respirando” mejor en la troncal oeste-centro (eso ayuda sistémicamente aunque no pase por Río Negro) y al Hilli Episeyo iniciando operaciones en el Golfo San Matías. 2028 suma al MKII, con más volumen y más estabilidad para la exportación de GNL. Entre 2029 y 2030, el Argentina LNG YPF-centrado (con ENI, con el marco Shell y con ADNOC como socio estratégico en negociación) pone en juego flotantes de mayor capacidad y un gasoducto dedicado Neuquén-costa rionegrina que hace de columna vertebral. En esa curva, lo importante es no perder la línea de continuidad: VMOS evacúa crudo; el gasoducto dedicado pone el gas sobre la mesa; las FLNG (barcos) convierten ese gas en GNL y abren las puertas del mundo; y el consorcio ampliado de YPF escala el negocio y da previsibilidad de largo plazo.

Río Negro, así, deja de ser ruta de paso para convertirse en plataforma. No es una frase de ocasión: es una secuencia de obras, contratos, reglas y equipos que se conectan entre sí. En la práctica, eso significa más trabajo calificado en el territorio, encadenamientos con pymes locales, demanda de servicios logísticos y ambientales, y una matriz productiva que suma una línea de exportación de alto valor agregado. Para seguirle el pulso a esta historia, el orden es sencillo y no falla: mirar ductos, mirar puertos, mirar barcos. En esa trilogía se escribe, desde ahora, la próxima página energética de la provincia.