Tecpetrol convirtió la prórroga de Ramos en una planta de aminas para sostener la venta de gas
Tras la prórroga otorgada por Salta en enero de 2026, Tecpetrol montó en Ramos una planta modular de aminas que ya endulza gas, ajusta el CO2 de 3,7% a 1,6% y agrega capacidad de tratamiento de hasta 900 Mm3/d.
- La provincia de Salta prorrogó en enero de 2026 por diez años la concesión de Ramos y vinculó esa extensión a nuevos compromisos de inversión.
- Entre esos compromisos, Tecpetrol montó en el área una planta modular de aminas para acondicionar el gas y sostener su salida comercial dentro de especificación.
- Según la empresa, la obra se ejecutó en pocos meses: comenzó en abril y el 6 de diciembre ya estaba endulzando gas.
- La planta tiene una capacidad nominal de unos 900 Mm3/d y hoy permite remover CO2 de 3,7% a 1,6% sobre entre 800 y 900 Mm3/d de gas.
La decisión de inversión apunta a un problema operativo concreto. Tecpetrol explicó que la planta era necesaria para tratar el gas del yacimiento Ramos y bajar la concentración de CO2 de la mezcla de toda la Cuenca NOA a valores dentro de especificación, en un contexto marcado por la reversión del Gasoducto Norte y la necesidad de estandarizar la calidad del gas para transporte y venta.
La compañía presentó esa obra como una de las inversiones centrales del acuerdo de extensión con la provincia. El proyecto incluye dos módulos, uno para endulzar el gas con aminas y otro para regenerar la amina y devolverla al circuito, con equipos como filtros, separadores, torres contactoras, aeroenfriadores, reboiler y bombas.
Para Ramos, el dato relevante no es sólo la prórroga hasta 2036, sino la capacidad de convertir ese plazo en producción comercializable. Si el tratamiento sostiene los parámetros informados por Tecpetrol, el área gana margen operativo para monetizar su gas con menor dependencia de acondicionamiento externo y con estándares de calidad alineados a transporte y venta.
- Entre esos compromisos, Tecpetrol montó en el área una planta modular de aminas para acondicionar el gas y sostener su salida comercial dentro de especificación.
- Según la empresa, la obra se ejecutó en pocos meses: comenzó en abril y el 6 de diciembre ya estaba endulzando gas.
- La planta tiene una capacidad nominal de unos 900 Mm3/d y hoy permite remover CO2 de 3,7% a 1,6% sobre entre 800 y 900 Mm3/d de gas.
La decisión de inversión apunta a un problema operativo concreto. Tecpetrol explicó que la planta era necesaria para tratar el gas del yacimiento Ramos y bajar la concentración de CO2 de la mezcla de toda la Cuenca NOA a valores dentro de especificación, en un contexto marcado por la reversión del Gasoducto Norte y la necesidad de estandarizar la calidad del gas para transporte y venta.
La compañía presentó esa obra como una de las inversiones centrales del acuerdo de extensión con la provincia. El proyecto incluye dos módulos, uno para endulzar el gas con aminas y otro para regenerar la amina y devolverla al circuito, con equipos como filtros, separadores, torres contactoras, aeroenfriadores, reboiler y bombas.
Para Ramos, el dato relevante no es sólo la prórroga hasta 2036, sino la capacidad de convertir ese plazo en producción comercializable. Si el tratamiento sostiene los parámetros informados por Tecpetrol, el área gana margen operativo para monetizar su gas con menor dependencia de acondicionamiento externo y con estándares de calidad alineados a transporte y venta.
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Analizo energía desde la disciplina del capital, los costos y la creación de valor. Me apoyo en ratios, spreads, contratos y comparaciones financieras para mostrar qué decisiones destruyen rentabilidad y cuáles fortalecen la posición económica de un proyecto.
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