Redacción
A mediados de 2026, el debate sobre el techo productivo de Vaca Muerta ya no pasa exclusivamente por la geología ni por la capacidad de perforación. Pasa por los caños. La infraestructura de transporte de gas natural se convirtió en el cuello de botella estructural del sector energético argentino, y Neuquén —epicentro de la revolución del shale— siente esa restricción con particular intensidad. Con precios internacionales del GNL todavía atractivos y una demanda regional sostenida, la pregunta que se hacen operadores, inversores y funcionarios es una sola: ¿puede el sistema de gasoductos argentino acompañar el ritmo al que crece la producción?
El sistema de transporte de gas en Argentina tiene décadas de historia. Fue diseñado en una época en que las cuencas productivas eran otras —fundamentalmente Austral y Noroeste— y el shale no existía como concepto operativo. La privatización del sector en los noventa, con la creación de TGN (Transportadora de Gas del Norte) y TGS (Transportadora de Gas del Sur), consolidó una red que hoy supera los 15.000 kilómetros de gasoductos troncales. Sin embargo, esa red fue construida con una lógica de flujo sur-norte y norte-centro, no para evacuar los volúmenes que Vaca Muerta comenzó a generar masivamente desde 2017 en adelante. El hito más reciente y significativo en materia de infraestructura fue la puesta en marcha del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK), cuyo primer tramo —entre Tratayén, en Neuquén, y Salliqueló, en Buenos Aires— entró en operación en julio de 2023. Con una capacidad de transporte de 11 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/día) en su fase inicial, el GNK fue el primer gasoducto troncal construido en Argentina en más de 40 años.
En 2026, el GNK opera a plena capacidad y la discusión gira en torno a su ampliación. El segundo tramo, que uniría Salliqueló con San Jerónimo, en Santa Fe, permitiría agregar otros 13 MMm³/día de capacidad incremental, aunque la obra enfrenta tensiones financieras y de coordinación entre el Estado nacional y el sector privado. Mientras tanto, la producción de gas en la Cuenca Neuquina ya supera los 130 MMm³/día en picos invernales, con compañías como YPF, TotalEnergies, Pampa Energía y Pan American Energy como principales operadoras. YPF sola aporta cerca del 35% de la producción total del país. El volumen total de gas producido en Argentina ronda los 155 MMm³/día, con una participación creciente de Vaca Muerta que ya representa más del 60% del total nacional. Las inversiones en infraestructura de midstream —compresoras, plantas de tratamiento, gasoductos de recolección— sumaron más de 1.200 millones de dólares en 2025, según estimaciones del sector, pero la brecha entre lo que se puede producir y lo que se puede transportar sigue siendo el factor limitante central.
Los desafíos son múltiples y se superponen. En primer lugar, el financiamiento: la construcción de infraestructura de transporte requiere horizontes de 20 o 30 años para ser rentable, y eso choca con la histórica inestabilidad regulatoria y tarifaria argentina. TGN y TGS operan bajo contratos de concesión que fueron renegociados sucesivamente desde la crisis de 2002, y aunque el gobierno de Javier Milei avanzó en normalizaciones tarifarias durante 2024 y 2025, la previsibilidad contractual a largo plazo todavía es una asignatura pendiente. En segundo lugar, la logística de la demanda interna: el sistema de distribución residencial, comercial e industrial tiene estacionalidad marcada, lo que genera subutilización de capacidad en verano y saturación en invierno. Eso complica la planificación de expansiones. Sin embargo, las oportunidades son igualmente concretas. La demanda regional de gas —Chile, Brasil, Uruguay— sigue siendo robusta, y la posibilidad de exportar GNL desde una terminal flotante en aguas argentinas se mantiene como objetivo estratégico. Proyectos como el de Petronas-YPF para una planta de licuefacción, aunque en revisión permanente, dan cuenta del potencial exportador. Además, la construcción de gasoductos de recolección en bloques como Loma Campana, Fortín de Piedra y Bandurria Sur continúa a buen ritmo, financiada en parte por los propios operadores.
La perspectiva a 18 meses es de tensión productiva. Si el segundo tramo del GNK no avanza con contratos firmados antes de fin de 2026, la capacidad de evacuación volvería a ser el factor que frene compromisos de exportación y que obligue a los operadores a inyectar gas que no pueden transportar. Las decisiones que están en juego son de naturaleza regulatoria —qué esquema de tarifa y retorno garantiza el Estado para atraer capital privado a la expansión del transporte— y política —cómo se distribuyen los beneficios entre Nación, provincias y empresas en un contexto de renegociación de regalías y de presión fiscal sobre el sector. Neuquén, que recauda regalías sobre la producción pero no sobre el transporte, tiene incentivos claros para que el gas fluya. La pregunta es si el marco institucional nacional está en condiciones de sostener la velocidad de inversión que el potencial de Vaca Muerta demanda.
El sistema troncal operado por TGN y TGS tiene una capacidad combinada de aproximadamente 130-140 MMm³/día bajo condiciones estándar, aunque esa cifra varía según las condiciones operativas, las compresoras disponibles y la estacionalidad de la demanda. Con el primer tramo del GNK plenamente operativo, la capacidad efectiva hacia el centro del país mejoró, pero los cuellos de botella se desplazaron hacia los nodos de distribución y hacia los gasoductos de recolección en origen.
¿Qué implica el segundo tramo del Gasoducto Néstor Kirchner para las exportaciones?El tramo Salliqueló-San Jerónimo agregaría hasta 13 MMm³/día adicionales de capacidad de transporte, lo que permitiría liberar volúmenes para exportación firme hacia Brasil vía Bolivia o para abastecer terminales de GNL. Sin esa obra, los compromisos de exportación a largo plazo —especialmente los que requieren certeza de suministro para proyectos de licuefacción— son difíciles de sostener contractualmente.
¿Cómo se financia la expansión de gasoductos en el modelo actual?El modelo en transición combina financiamiento estatal residual —a través de fideicomisos con cargos tarifarios como el FONINVEMEM adaptado al gas— con inversión privada directa de los productores en infraestructura de midstream. La expansión del transporte troncal, sin embargo, requiere garantías de retorno que el Estado aún no formalizó en contratos de largo plazo, lo que frena el ingreso de capital institucional internacional al segmento.
