La firma de contratos para la UFN-III en Mato Grosso do Sul crea la señal de demanda más concreta que haya recibido el gas de Vaca Muerta para el mercado brasileño. El obstáculo no es comercial ni técnico: son cuatro plantas compresoras del Gasoducto Norte inconclusas, una constructora en concurso preventivo y una Enarsa que todavía no decidió su próximo movimiento.
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El 25 de junio, Petrobras firmó los contratos para reanudar las obras de la Unidad de Fertilizantes Nitrogenados III (UFN-III) en Três Lagoas. La planta, ubicada en el estado de Mato Grosso do Sul, consumirá 2,2 MMm³/día de gas natural. Producirá 3.600 toneladas diarias de urea y 2.200 de amoníaco. La inversión ronda los US$ 1.000 millones y el inicio de operaciones se espera para 2029.
Mato Grosso do Sul es una región históricamente abastecida por el GASBOL, el gasoducto boliviano que ingresa a Brasil por Corumbá. El gas boliviano se agotó. Y el de Vaca Muerta todavía no llega. Esa paradoja define el desafío energético regional de los próximos años.
La decisión de Petrobras no es solo una noticia industrial brasileña. Es un ancla de demanda con coordenadas geográficas precisas y fecha de inicio en 2029. La presidenta de la compañía, Magda Chambriard, anunció además que estudian duplicar la capacidad en cada una de sus cuatro plantas de fertilizantes. Si ese plan avanza, el requerimiento total de gas superaría los 10 MMm³/día.
La ruta boliviana ya funciona, pero en escala mínima
El corredor Vaca Muerta-Brasil vía Bolivia no es un proyecto futuro. Ya opera, aunque en volúmenes marginales. TotalEnergies realizó el primer envío de gas neuquino a Brasil por el gasoducto Madrejones de Refinor, que conecta Salta con Bolivia. Hoy se exportan 150.000 m³/día por esa ruta con destino al mercado brasileño.
Petrobras también validó su interés desde el plano institucional. A fines de 2025, obtuvo un permiso de dos años para importar desde Argentina. El volumen habilitado alcanza los 180 millones de metros cúbicos anuales en modalidad interrumpible. El interés está confirmado en ambos lados de la frontera. Lo que falta es capacidad firme de transporte en el sistema troncal argentino.
La obra que define el cuello de botella
En noviembre de 2024, el gobierno inauguró la primera etapa de la Reversión del Gasoducto Norte. La obra habilitó el transporte de hasta 15 MMm³/día de gas de Vaca Muerta hacia el norte del país. Pero el proyecto quedó incompleto.
Faltaba —y sigue faltando— la adecuación bidireccional de cuatro plantas compresoras: Ferreyra y Deán Funes en Córdoba, Lavalle en Santiago del Estero y Lumbreras en Salta. Con esas plantas en operación, la capacidad del sistema escalaría a 19 MMm³/día. Enarsa adjudicó ese contrato a la constructora Esuco en abril de 2024. Los plazos de entrega eran marzo y junio de 2025. Ninguno se cumplió.
Un concurso preventivo en el centro del corredor exportador
A partir del segundo semestre de 2025, Esuco detuvo los trabajos. La empresa reclamaba una deuda acumulada de más de $42.857 millones por tres contratos con Enarsa. Señaló que los atrasos en los pagos la forzaron a financiar las obras con recursos propios y endeudamiento bancario. Las tasas de interés superaron el 100% nominal anual durante parte del período. Solo el contrato de la Reversión le generó perjuicios estimados en $3.700 millones.
El desenlace llegó en junio de 2026. El Juzgado Nacional en lo Comercial N° 28 abrió el concurso preventivo de Esuco. La empresa fue fundada en 1948 y acumula más de 500 proyectos de infraestructura en su historia. Entre junio de 2025 y abril de 2026, su plantilla se redujo de 397 a apenas 70 trabajadores.
Los datos de avance a septiembre de 2025 muestran la dimensión del problema. Lavalle llegaba al 75,1%; Lumbreras, al 63,6%; Ferreyra, al 51,2%; Deán Funes, apenas al 27,5%. Esta última es la más rezagada y también la más crítica para la continuidad sur-norte del sistema.
Enarsa comenzó a liberar pagos a comienzos de 2026, pero los derivó directamente a los subcontratistas de Esuco. El objetivo era evitar que los acreedores bancarios pudieran trabar esos fondos. La empresa estatal evalúa desplazar a la constructora. La decisión aún no está tomada.
La solución estructural que todavía no tiene fecha
TGN tiene en carpeta un nuevo gasoducto entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba). El proyecto podría sumar entre 13 y 15 MMm³/día adicionales al sistema. Pero la decisión final de inversión —la FID— aún no se tomó. El CEO de la empresa, Horacio Pizarro, indicó que necesitan comprometer ese volumen mínimo de demanda antes de lanzar el proyecto. La ingeniería básica avanza y la FID podría llegar en el segundo semestre de 2026.
La UFN-III deja planteada una paradoja que Argentina no puede ignorar. Petrobras acaba de confirmar una demanda de 2,2 MMm³/día en la frontera con Bolivia para 2029. El gas existe en Vaca Muerta. Pero entre el yacimiento y ese mercado hay cuatro plantas compresoras inconclusas. También una constructora en concurso preventivo y una estatal sin definir su próximo paso. La ventana está abierta. La pregunta es si la infraestructura argentina llegará a tiempo antes de que Brasil encuentre otra respuesta.
