Gasoductos argentinos: la infraestructura que define el límite real de Vaca Muerta

En mayo de 2026, Argentina atraviesa un momento bisagra en su historia energética. La producción de gas natural en la cuenca Neuquina no para de crecer —impulsada de manera casi excluyente por Vaca Muerta—, pero el sistema de transporte que debe llevar ese gas hasta los centros de consumo y los puertos de exportación muestra señales de saturación estructural. El debate sobre la infraestructura de gasoductos ya no es técnico ni académico: es el factor determinante entre consolidar a Argentina como exportador neto de gas o desperdiciar la ventana de oportunidad que ofrece la demanda global, especialmente europea y asiática, en un contexto de reconfiguración del mercado energético mundial post-conflicto ruso-ucraniano.

El sistema de transporte de gas argentino se construyó en su mayor parte durante las décadas de 1960 y 1970, pensado para abastecer un mercado doméstico que consumía gas convencional. Los dos grandes gasoductos troncales —el Sistema Norte y el Sistema Centro-Oeste, operados históricamente por TGN y TGS respectivamente— suman una capacidad instalada de transporte de alrededor de 150 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d), aunque la capacidad operativa efectiva en condiciones de alta demanda invernal nunca superó los 135-140 MMm³/d. Durante los años de caída productiva post-2006, esa infraestructura fue suficiente e incluso sobredimensionada. La irrupción del shale gas de Vaca Muerta a partir de 2017-2018 cambió las reglas del juego de forma irreversible.

El hito más significativo de los últimos años fue la habilitación del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), cuya primera sección —de Tratayén, en Neuquén, hasta Salliqueló, en Buenos Aires— entró en operación en julio de 2023. Con una capacidad de transporte de 11 MMm³/d en su primera etapa y una inversión inicial que superó los 1.500 millones de dólares, el GPNK representó el primer gasoducto troncal construido en el país en más de cuatro décadas. Para el invierno de 2024, Argentina logró atravesar la temporada alta de demanda sin necesidad de importar gas desde Bolivia —cuyas exportaciones venían cayendo sistemáticamente— ni volúmenes significativos de GNL, por primera vez en más de una década. En 2025, la producción de gas de Neuquén consolidó su récord histórico superando los 115 MMm³/d, representando más del 60% de la producción nacional total. YPF, Pan American Energy, TotalEnergies y Shell lideran la actividad en los bloques más productivos, con inversiones combinadas que en 2025 rondaron los 6.000 millones de dólares solo en upstream neuquino.

Sin embargo, los desafíos que enfrenta el sistema de transporte son de magnitud considerable. La segunda etapa del GPNK —que debía extender el gasoducto desde Salliqueló hasta San Jerónimo, en Santa Fe, ampliando la capacidad total a 22 MMm³/d— avanzó con lentitud por dificultades de financiamiento y cambios en las prioridades regulatorias. El Gasoducto Vaca Muerta Norte, que conectaría la producción del norte neuquino con el mercado chileno y eventualmente con una planta de licuefacción para exportar GNL, sigue siendo una promesa con estudios de factibilidad pero sin decisión final de inversión. La compresión adicional sobre los gasoductos existentes —una alternativa de menor costo para aumentar la capacidad de transporte entre un 15% y un 20%— también enfrenta demoras regulatorias y disputas tarifarias. El tarifario de transporte, que no acompañó la inflación de costos de manera suficiente durante años, generó un deterioro patrimonial en TGN y TGS que limita su capacidad de autofinanciamiento para nuevas obras. Por otro lado, la oportunidad es extraordinaria: Europa sigue buscando diversificar sus fuentes de gas; Chile importa volúmenes crecientes desde Argentina; Brasil muestra interés en acordar suministros de largo plazo; y el precio internacional del GNL se mantiene en rangos que hacen viables los proyectos de licuefacción con una tasa interna de retorno atractiva para el capital privado.

La proyección para los próximos 36 meses indica que Argentina tiene capacidad técnica y de reservas para sostener una producción de gas que podría alcanzar los 140-150 MMm³/d hacia 2028, pero esa cifra solo será exportable —y no simplemente reinyectada o venteada— si se resuelven al menos tres cuestiones simultáneas: la habilitación de la segunda etapa del GPNK, la definición de un marco regulatorio claro para el GNL marino, y el ajuste tarifario en transporte que permita a las transportistas financiar ampliaciones de capacidad sin depender de transferencias del Tesoro. El gobierno nacional, que tiene en el superávit energético uno de los pilares de su programa macroeconómico, enfrenta la tensión entre acelerar inversiones en infraestructura y mantener la disciplina fiscal. Las decisiones que se tomen en el segundo semestre de 2026 —en particular sobre el esquema de concesiones y la renegociación de contratos de transporte— definirán si Argentina aprovecha o pierde la mayor oportunidad exportadora de su historia gasífera.

Puntos clave

• El Gasoducto Néstor Kirchner (primera etapa, 11 MMm³/d) permitió que Argentina atravesara el invierno 2024 sin importaciones de gas, pero la segunda etapa —hasta 22 MMm³/d— avanza con retrasos.
• Neuquén produce más de 115 MMm³/d, más del 60% del gas nacional, con inversiones upstream de alrededor de 6.000 millones de dólares en 2025.
• TGN y TGS operan una red troncal construida hace más de 50 años, con deterioro patrimonial que limita la capacidad de inversión propia en ampliaciones.
• El proyecto de GNL marino y el Gasoducto Vaca Muerta Norte son las dos apuestas exportadoras de largo plazo aún sin decisión final de inversión.

Preguntas del sector

La instalación de compresores adicionales sobre ductos existentes puede aumentar la capacidad de transporte entre un 15% y un 20% a un costo estimado de entre 80 y 150 millones de dólares por proyecto, frente a los 1.500-2.500 millones de dólares que demanda un gasoducto troncal nuevo de similares características al GPNK. Es la opción más rápida y económica, pero tiene un límite físico determinado por la resistencia de la línea y los equipos de medición existentes.

Un tren de licuefacción de escala mediana —del tipo FLNG o terminal onshore— procesa entre 5 y 10 MMm³/d de gas para producir entre 3,5 y 7 millones de toneladas anuales de GNL. Para que el proyecto sea viable con precios de GNL en el rango de 10-12 dólares por MMBTU, se requieren contratos de suministro de largo plazo a precio firme y garantías de acceso al gasoducto de transporte de al menos 20 años.

Las tarifas de transporte son fijadas por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) en el marco de revisiones tarifarias integrales (RTI) que deben realizarse cada cinco años. La última RTI aprobada data de 2017 y fue parcialmente congelada durante los años de control de precios, generando un atraso tarifario real que FIEL y otros centros de estudio estiman en no menos del 40% respecto de los costos operativos actuales. Sin tarifas que reflejen costos más un margen de retorno razonable, las transportistas no pueden acceder al mercado de capitales para financiar expansiones de red.