Desde la oficina de Compañía MEGA, en el piso 27 de una torre sobre calle San Martín, lo único que se ve a la misma altura en el skyline es el edificio de YPF. Como si fuera un faro, que guía el camino de la empresa.
De hecho, lo es. Participada por la petrolera que lidera Horacio Marín (dueña del 38% de sus acciones), Petrobras (34%) y Dow (28%), solicitó semanas atrás el ingreso al RIGI para un proyecto de inversión de u$s 360 millones. Expandirá la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos asociados al gas y petróleo de Vaca Muerta.
MEGA proyecta que la ampliación esté plenamente operativa entre 2028 y 2029. Para entonces, del 50% que sumará en nueva capacidad, el 80% será para enviar al exterior. De esa forma, consolidará, definitivamente, el perfil de exportador neto que ya delinea hoy.
“Vemos este proyecto con mucho entusiasmo. Entramos en una primera etapa y este es el primer paso. Esperamos que no sea el último”, asegura su CEO, Tomás Córdoba.
La empresa empezó a operar en 2001, cuando el yacimiento Loma La Lata, de YPF, estaba en pico de producción. La compañía había nacido cuatro años antes, para atender necesidades vitales de cada uno de sus socios. YPF necesitaba nueva capacidad de procesamiento; Petrobras, gas licuado de petróleo (GLP) para exportar a Brasil; y Dow, etano para su producción petroquímica de Bahía Blanca.
MEGA toma el gas inyectado a un ducto propio, de 600 kilómetros, en Neuquén y, en su planta de Bahía, separa el metano. Luego, lo reinyecta en el fluido, después de separar etano, propano, butano y gasolina natural, los productos que comercializa.
Todo ese proceso se realiza en un tren de fraccionamiento, como se les llama a las tres torres que le dan, hoy, una capacidad de 5000 toneladas diarias. Diseñado para procesar “gas seco” -es decir, compuesto en más de 90% de metano-, como lo era el convencional, el crecimiento de Vaca Muerta no sólo le implicó un desafío de escala. También, de calidad: el gas no convencional es más rico en líquidos (más “húmedo” en la jerga). Tiene 10% menos de metano, tres veces más de etanol (9,3%) y de propano, y cuatro veces más de gasolina natural, un producto que ya es netamente de exportación.
“Eso tiene impactos y desafíos. Los fierros no nos sirven igual. No podemos procesar la misma cantidad de gas porque las instalaciones se diseñaron para un ratio entre propano y butano. Cuando cambia el ratio, las torres no separan igual y deja a las otras con una capacidad no utilizada”, explica Pablo Popik, gerente de Ingeniería y Desarrollo de Infraestructura de MEGA.
“Cambió el recurso. Que el gas sea más rico hace que tengamos capacidad ociosa en Loma La Lata y tope en Bahía Blanca”, retoma Córdoba. “Eso nos obliga a destrabar cuellos de botella. Si puedo crecer en Bahía Blanca, hago toda la inversión muy eficiente”, agrega.
Lo pone en números. Loma La Lata tiene una capacidad máxima de procesamiento de 40 millones de metros cúbicos (m3) diarios. “Brutaza planta”, dimensiona, contra una producción nacional de gas promedio de 100 millones de m3, con picos de 160 millones.
“Pero, con esta riqueza de gas, estábamos procesando 33 millones de m3. ¿Por qué? Porque, con ese volumen, ya recibíamos la cantidad máxima de líquidos que podemos transportar y fraccionar en Bahía. Por eso no subíamos y teníamos esos 7 millones de m3 de capacidad ociosa“, completa.
El tren de fraccionamiento actual tiene una capacidad de 5000 toneladas/día y, por esa calidad distinta del gas, procesa 4800. Con más de u$s 250 millones de inversión, la empresa construyó otro, también de tres torres, que se pondrá en marcha este mes.
Pero, pese a que es de 2500 tn -un incremento del 50% de su potencial-, operará con 800. Es decir, un aumento de producción en torno al 20%, a un volumen diario de 5600 toneladas diarias. “Cuando lo instalemos, no se llenará. Necesitamos sumar más bombeo”, explica Córdoba.
La capacidad actual de bombeo es de 6000 toneladas diarias de “sopa”, que es como se le dice al fluido con todos los elementos a separar.
“Es la sopa la que no da más. Para que llegue más producto, necesitamos más velocidad de caudal. Con eso, llenaremos el segundo tren. Eso es lo que anunciamos ahora en el RIGI: más estación de bombeo e infraestructura asociada a eso”, explica.
A ejecutar hasta 2028, serán u$s 360 millones, que permitirá llegar a una producción de entre 7000 y 7200 toneladas diarias de líquidos de gas natural (NGL).
“Estamos planificando nuestras inversiones para apuntalar el crecimiento de Vaca Muerta. Esto está muy asociado al plan 4x4 de YPF”, subraya, en relación al norte estratégico que definió Marín en el accionista mayoritario de MEGA.
El incremento proyectado de volumen de hidrocarburos no sólo será por mayor producción de gas, sino, en especial, por el mayor gas asociado que implica el petróleo no convencional.
“Recibimos lo más rico del gas y, también, del gas asociado a la producción de petróleo. Por eso, decimos que somos habilitadores de la producción de gas y petróleo: la evacuación de petróleo necesita esa separación y evacuación de gas. Si esto no se hace, no se llega a los 1,5 millones de barriles diarios que se proyectan para Vaca Muerta. Se necesita procesar el gas asociado”, enfatiza Córdoba.
“Esa mayor producción es más líquido de gas natural que podemos aprovechar para hacer todo el proceso y, después, comercializar”, amplía.
De las 2500 toneladas adicionales que aportará el nuevo tren, el 80% será para exportación. “Tendremos capacidad de producir algo de etano que quede para el mercado local”, explica por qué no será el 100%.
En el país, el único consumidor de ese insumo es Dow, que se abastece en 60% de MEGA y 40%, de tgs, el otro elaborador de NGL que hay en el país y que también tiene pedido en RIGI un ambicioso proyecto, de u$s 3000 millones, para aumentar su capacidad de transporte y procesamiento de estos productos.
“Nuestra producción incremental para mercado local puede ser inyectada a Dow. No crecerá la torta pero, probablemente, eso sea en detrimento de entregas de etano que tgs hoy le hace a Dow”, sugiere Córdoba.
En tanto, con consumo local de GLP totalmente abastecida, la producción adicional será exportable. “Petrobras es el mayor comprador. Pero hay demanda de otros clientes”, apunta. Aunque reserva una parte menor para mercado spot, está trabajando en contratos mínimos de tres años.
En números: de u$s 650 millones que facturó MEGA en 2025, u$s 350 millones fueron exportaciones. Con mismos precios, la expansión significa u$s 250 millones por despachos al exterior, de productos que se venden a precio internacional. Hoy, el propano y el butano valen u$s 400 por tonelada, u$s 8 por millón de BTU. “La ‘sopa’ está entre u$s 6 y u$s 7 por millón de BTU. Este es un negocio que multiplica el precio del gas”, remarca Córdoba.
Los u$s 360 millones bajo RIGI se sumarán a u$s 400 millones invertidos desde 2026. Esa cifra, además del nuevo tren, que incluye u$s 150 millones en un gasoducto en Tratayén y otras obras de infraestructura.
“El RIGI nos dio una oportunidad para presentar una inversión con este diseño y estos tiempos. La gran potencia del régimen es que permite acelerar inversiones de magnitud”, pondera Córdoba.
Lo que queda a definir es el financiamiento. La empresa tuvo un ebitda de u$s 360 millones en 2025. El año pasado, hizo una emisión de deuda en el mercado local “para conocerlo y que nos conozcan”, explica. Fueron u$s 59,5 millones, a tres años, con tasa del 7,5% anual.
La compañía tiene aprobado por Comisión Nacional de Valores (CNV) un programa de obligaciones negociables por hasta u$s 500 millones. “Contamos con opciones: podremos combinar financiamiento bancario con mercado. Todavía no lo definimos”, apunta el CEO, con la torre de YPF a sus espaldas, cortando el horizonte gris de una mañana lluviosa.
