RedacciónEn junio de 2026, la Argentina atraviesa uno de los momentos más definitorios de su historia energética reciente. La producción de gas natural en Vaca Muerta supera los 170 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) en picos de invierno, pero ese número extraordinario choca sistemáticamente con una realidad que no ha cambiado a la misma velocidad: la red de gasoductos troncales del país. La infraestructura de transporte no es un dato técnico menor; es el cuello de botella que separa a la Argentina de consolidarse como exportador neto de gas o de seguir perdiendo millones de dólares en gas que no puede ser evacuado. Para Neuquén, la provincia que concentra más del 55% de la producción nacional de gas, esta discusión es existencial: sin capacidad de transporte, los incentivos a la inversión en upstream se debilitan y la renta fiscal provincial queda limitada.
La red troncal argentina de transporte de gas fue construida en su mayor parte entre las décadas de 1960 y 1990, cuando el modelo productivo era muy diferente. Los gasoductos del sistema norte (Transportadora Gas del Norte, TGN) y del sistema sur (Transportadora Gas del Sur, TGS) fueron diseñados para abastecer al mercado interno desde cuencas convencionales con perfiles de producción declinantes. La irrupción del shale en la Cuenca Neuquina a partir de 2013, y su aceleración exponencial desde 2019, generó una asimetría estructural: la producción creció a tasas del 8% al 12% anual acumulado en los últimos cinco años, mientras que la capacidad de transporte se mantuvo virtualmente estancada. El hito más relevante de este período fue la puesta en operación del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK) en julio de 2023, que añadió aproximadamente 11 MMm³/d de capacidad adicional en su primera etapa, con trazado desde Tratayén (Neuquén) hasta Salliqueló (Buenos Aires), con una extensión de 573 kilómetros. Fue la obra de infraestructura gasífera más importante en más de dos décadas.
A mediados de 2026, el sistema de transporte opera con una capacidad total instalada de alrededor de 150 MMm³/d en el corredor central, pero la demanda en picos de invierno supera esa cifra, lo que obliga a cortes programados y limita la inyección de los productores. Los principales operadores del segmento —TGS y TGN— trabajan en proyectos de ampliación que incluyen la segunda etapa del GNK, que extendería el gasoducto desde Salliqueló hasta San Jerónimo (Santa Fe), añadiendo otros 10 a 13 MMm³/d de capacidad. El costo estimado de esta segunda etapa ronda los 700 millones de dólares. En paralelo, YPF, Pan American Energy, Shell y Tecpetrol —los cuatro productores que concentran más del 70% del gas neuquino— presionan para que se habilite la construcción de nuevos gasoductos de recolección y compresión en zonas como Fortín de Piedra, La Amarga Chica y Loma Campana, donde los pozos tienen potencial de producción superior a los 500.000 m³/d por unidad pero la evacuación es el factor limitante. Además, el proyecto de ampliación del sistema de licuefacción para exportación de GNL mantiene vigencia: Argentina Lng y otras iniciativas privadas proyectan inversiones superiores a los 10.000 millones de dólares a largo plazo, pero dependen de que el transporte troncal resuelva antes sus restricciones.
Los desafíos que enfrenta el sector de transporte son múltiples y de distinta naturaleza. El primero es financiero: las tarifas de transporte en Argentina siguieron un esquema regulado que durante años no reflejó costos reales, erosionando la capacidad de reinversión de las transportadoras. El proceso de normalización tarifaria iniciado en 2024 avanzó, pero las empresas aún arrastran déficits de mantenimiento en tramos críticos. El segundo desafío es regulatorio: la participación privada en la construcción de nueva infraestructura requiere esquemas de contratos de largo plazo (ship-or-pay) que den certeza de ingresos a los inversores, y el marco regulatorio argentino todavía genera incertidumbre jurídica que eleva el costo del capital. El tercer desafío es logístico-geográfico: varios proyectos de ampliación cruzan áreas con restricciones ambientales y requieren consultas con comunidades mapuche en Neuquén, lo que demanda tiempos de gestión que a veces no coinciden con las urgencias del mercado. La oportunidad, en contrapartida, es enorme: Argentina tiene reservas probadas de gas no convencional estimadas en más de 800 TCF (trillones de pies cúbicos), suficientes para abastecer al país y exportar durante décadas. Cada MMm³/d adicional de capacidad de transporte que se habilita se traduce directamente en divisas, regalías para Neuquén y demanda de servicios locales.
La perspectiva para el segundo semestre de 2026 y el horizonte 2027-2028 depende de al menos tres decisiones críticas. La primera es la definición del financiamiento y cronograma de la segunda etapa del GNK: si los acuerdos entre el Estado nacional, las provincias y el sector privado se consolidan antes de fin de año, la obra podría entrar en construcción en 2027 y estar operativa hacia finales de 2028. La segunda es la evolución del marco tarifario: una señal de precio sostenible en el transporte es condición necesaria para atraer capitales privados a un segmento que históricamente fue visto como de alto riesgo regulatorio. La tercera es la articulación con los proyectos de exportación: si Argentina avanza en la firma de contratos de GNL de largo plazo con compradores de Asia o Europa, la urgencia de ampliar la infraestructura de transporte pasará de ser una prioridad sectorial a una obligación contractual con consecuencias internacionales. El partido energético argentino se juega cada vez más en las cañerías, no solo en los pozos.
Un contrato ship-or-pay obliga al cargador (productor o comercializador de gas) a pagar una tarifa mínima por capacidad reservada en el gasoducto, independientemente de si efectivamente transporta gas o no. Este mecanismo garantiza ingresos previsibles al inversor en infraestructura y es la herramienta estándar a nivel internacional para financiar la construcción de nuevos ductos. En Argentina, la falta de contratos de este tipo con plazos y condiciones estables ha sido uno de los principales desincentivos para la participación privada en transporte.
¿Cuánto gas adicional podría exportar Argentina si se completa la segunda etapa del Gasoducto Néstor Kirchner?La segunda etapa del GNK aportaría entre 10 y 13 MMm³/d adicionales de capacidad de evacuación desde la Cuenca Neuquina hacia los centros de consumo y los puntos de exportación. A modo de referencia, Argentina exporta actualmente alrededor de 15 a 18 MMm³/d promedio anual hacia Chile y Brasil por gasoductos existentes. Una ampliación de esa magnitud permitiría incrementar esas exportaciones en un 60-80% o habilitar volúmenes base para una planta de licuefacción de GNL de escala mediana.
¿Por qué Neuquén es más sensible que otras provincias a las restricciones de transporte de gas?Neuquén concentra más del 55% de la producción nacional de gas y prácticamente el 100% del gas no convencional del país. Las regalías gasíferas representan entre el 30% y el 40% de los ingresos fiscales provinciales en años de alta producción. Cuando la capacidad de transporte limita la inyección, los productores reducen su actividad de perforación, lo que impacta directamente en la base imponible provincial, en el empleo del sector de servicios y en las perspectivas de inversión de mediano plazo en la cuenca.
