Redacción
Argentina atraviesa un momento bisagra en su historia gasífera. La producción de gas natural alcanzó en 2025 niveles récord superiores a los 170 millones de metros cúbicos diarios (Mm³/d) en los picos de invierno, impulsada casi en su totalidad por Vaca Muerta, la formación no convencional que concentra en Neuquén el grueso del potencial energético del país. Sin embargo, este crecimiento extraordinario de la producción choca contra una realidad estructural que amenaza con limitar el aprovechamiento del recurso: la infraestructura de transporte de gas natural, es decir, los gasoductos troncales, no ha crecido al mismo ritmo que los pozos. En este contexto, cada kilómetro de caño nuevo que se tiende o se proyecta es una decisión estratégica con consecuencias directas sobre inversiones, exportaciones y la sustentabilidad fiscal del sector.
Durante décadas, el sistema de gasoductos argentino fue diseñado para un modelo de producción convencional, con cuencas distribuidas en varias provincias y un consumo interno que marcaba el techo de lo que se necesitaba transportar. Los gasoductos troncales del país —operados fundamentalmente por TGN (Transportadora de Gas del Norte) y TGS (Transportadora de Gas del Sur)— fueron construidos en su mayoría en la década de 1990, en el marco de las privatizaciones, y tienen una capacidad de diseño que no contemplaba el escenario no convencional. TGS opera el Gasoducto del Sur y el NEUBA II, mientras que TGN maneja los sistemas que conectan el norte y el centro del país. Juntas, ambas empresas transportan el 97% del gas que circula por el sistema troncal nacional. Durante los años 2000 y 2010, el congelamiento tarifario bajo la gestión kirchnerista desalentó la inversión en nueva infraestructura y generó un deterioro progresivo de la capacidad disponible. Recién con el cambio de paradigma energético y el inicio del desarrollo masivo de Vaca Muerta, a partir de 2017-2018, comenzó a advertirse con urgencia la brecha entre producción potencial y capacidad de evacuación.
El hito más significativo de los últimos años fue la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK), cuyo primer tramo —Tratayén-Salliqueló, de aproximadamente 573 kilómetros— entró en operación en julio de 2023. Esta obra, licitada bajo la administración de Alberto Fernández y ejecutada por un consorcio liderado por Techint, incrementó la capacidad de transporte desde Neuquén en alrededor de 11 Mm³/d en su etapa inicial, aliviando parcialmente la restricción de infraestructura. El segundo tramo, Salliqueló-San Jerónimo, está en proceso de habilitación gradual durante 2025 y 2026, y se estima que permitirá sumar otros 10 a 11 Mm³/d adicionales. En paralelo, la compresión adicional en los gasoductos existentes de TGS —con inversiones del orden de los 800 millones de dólares proyectadas para el período 2024-2027— busca maximizar el uso de la infraestructura ya instalada. YPF, Pan American Energy y Shell son los productores que más presionan por mayor capacidad de transporte, dado que tienen compromisos de exportación de GNL y contratos de gas con Brasil y Chile que requieren certezas de evacuación.
Los desafíos son múltiples y de distinta naturaleza. El primero es financiero: ampliar significativamente la red troncal requiere inversiones que difícilmente pueda absorber el Estado nacional en el corto plazo, y el sector privado exige condiciones regulatorias y tarifarias predecibles antes de comprometer capital. El marco regulatorio del transporte de gas, regido por la Ley 24.076, fue diseñado para un mercado maduro y estable; adaptarlo a la dinámica de Vaca Muerta implica revisar los criterios de expansión obligatoria, los contratos de acceso de terceros (open access) y los esquemas de remuneración. El segundo desafío es logístico: las distancias desde Neuquén hacia los centros de consumo del Litoral y hacia los puertos de exportación son enormes, lo que encarece cualquier obra nueva. El tercer obstáculo es político: los proyectos de gasoductos involucran múltiples jurisdicciones provinciales y requieren acuerdos difíciles de sostener en el tiempo. Sin embargo, las oportunidades son igualmente poderosas. Argentina tiene comprometidos proyectos de exportación de GNL que suman una demanda potencial de entre 30 y 50 Mm³/d adicionales hacia fines de la década. Si el país puede conectar Vaca Muerta con una planta de licuefacción en el Atlántico —proyecto liderado por YPF y la malaya PETRONAS, entre otros interesados— necesitará construir entre 600 y 900 kilómetros de nuevo gasoducto de alta presión y diámetro, con una inversión estimada en 3.000 a 4.500 millones de dólares solo en el segmento de transporte.
Las decisiones que se tomen en 2026 y 2027 definirán si Argentina logra capturar la ventana de oportunidad que ofrece el mercado global de gas, o si la restricción de infraestructura la condena a vender por debajo de su potencial. El Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía trabajan en un esquema de incentivos para que los propios productores cofinancien la expansión de gasoductos —similar al modelo de los gasoductos de producción ya existentes en el yacimiento—, lo que reduciría la carga sobre el presupuesto nacional. TGS y TGN, por su parte, negocian con el ENARGAS revisiones tarifarias que les permitan financiar expansiones con deuda en el mercado de capitales. El Gasoducto GPNK —que conectaría Neuquén con la costa patagónica para servir a un eventual proyecto de GNL— es aún una hoja de ruta, pero su licitación podría ocurrir antes de fin de 2026 si los acuerdos comerciales maduran. Lo que está claro es que sin caño, no hay negocio: el gas de Vaca Muerta puede seguir creciendo en el subsuelo, pero si no hay infraestructura para evacuarlo, el valor queda atrapado en la roca.
Los gasoductos de producción son construidos y operados por los propios productores dentro del área del yacimiento y no están sujetos a la Ley 24.076 ni a la regulación del ENARGAS. Los gasoductos troncales, en cambio, son considerados servicio público, están regulados por el ENARGAS y operados por TGS y TGN bajo licencias. Esta distinción es clave porque implica regímenes tarifarios, de acceso y de inversión radicalmente distintos.
¿Por qué la compresión adicional en gasoductos existentes es más rápida que construir nuevos caños?Instalar estaciones de compresión sobre trazados ya habilitados requiere entre 18 y 30 meses de obra y una inversión notablemente inferior a construir un gasoducto nuevo de cero, que puede demandar entre 4 y 7 años incluyendo ingeniería, permisos y construcción. La compresión puede incrementar el volumen transportado entre un 15% y un 30% sobre la capacidad original del ducto, dependiendo del perfil de presiones del sistema.
¿Cuál es el costo aproximado por kilómetro de un gasoducto troncal de alta presión en Argentina?En condiciones actuales de mercado, construir un gasoducto de alta presión (mayor a 70 bar) y gran diámetro (mayor a 30 pulgadas) en Argentina tiene un costo que oscila entre 4 y 6 millones de dólares por kilómetro, dependiendo del tipo de terreno, la logística de acceso y el precio del acero. Para un tramo de 700 kilómetros como el que requeriría un gasoducto hacia la costa atlántica, el componente de transporte solo puede representar entre 2.800 y 4.200 millones de dólares.
