--- canonical_url: "https://pen.com.ar/contenido/640/gasoductos-en-argentina-la-infraestructura-que-define-el-techo-de-la-produccion" title: "Gasoductos en Argentina: la infraestructura que define el techo de la producción" article_type: "AnalysisNewsArticle" description: "La producción de gas supera los 175 MMm³/día pero la capacidad de transporte sigue limitando el potencial exportador de Vaca Muerta y Neuquén." main_image: "https://pen.com.ar/static/custom/imagen-default.png?t=2026-07-18+03%3A00%3A55.577385" date_published: "2026-05-09T00:12:00-03:00" date_modified: "2026-05-09T00:12:20-03:00" tags: - "Argentina LNG" - "gasoductos" - "GNK" - "infraestructura energética" - "Neuquén" - "transporte de gas" - "Vaca Muerta" author_name: "Redacción" author_url: "https://pen.com.ar/usuario/2/redaccion" author_bio: "Redacción central neweken." category_name: "Energía" category_url: "https://pen.com.ar/categoria/2/energia" category_description: "Cobertura especializada sobre infraestructura energética, proyectos clave, gasoductos, petróleo, energías renovables y tendencias del mercado regional." --- # Gasoductos en Argentina: la infraestructura que define el techo de la producción Argentina produce hoy más gas que en cualquier momento de su historia reciente, pero esa cifra récord convive con una paradoja estructural: la capacidad de transporte sigue siendo el cuello de botella que impide traducir el potencial del subsuelo neuquino en divisas, abastecimiento pleno y contratos de exportación sostenibles. En un año en que el país mantiene el rumbo de estabilización macroeconómica y busca consolidar el sector energético como motor de divisas, la infraestructura de gasoductos ocupa el centro del debate entre operadoras, inversores y el Estado nacional. Sin tubería suficiente, los pozos de Vaca Muerta producen por debajo de su capacidad técnica o directamente se recortan por restricciones operativas. Ese es el problema concreto que enfrenta Neuquén y, por extensión, todo el esquema energético argentino. El sistema de transporte de gas argentino descansa sobre dos grandes arterias históricas: el Gasoducto del Norte (TGN) y el Gasoducto del Sur (TGS), construidos en su mayoría entre las décadas de 1980 y 1990, con capacidades diseñadas para una realidad productiva que el shale oil y gas superó ampliamente. Durante los años de crisis posconvertibilidad, la inversión en infraestructura se contrajo de forma severa: entre 2003 y 2015, el congelamiento tarifario desincentivó la expansión de redes. La producción de gas cayó desde los 140 millones de m³/día de 2004 hasta mínimos cercanos a los 110 millones de m³/día en 2014, mientras el país importaba GNL y gas boliviano por valores que llegaron a superar los 5.000 millones de dólares anuales. La irrupción del shale en Vaca Muerta, con YPF y luego operadoras internacionales como Shell, TotalEnergies, Pampa Energía y Vista, cambió la ecuación productiva pero no la logística. El resultado fue un sistema donde el gas se produce pero no siempre puede llegar a donde se necesita ni cuando se necesita. En mayo de 2026, la producción de gas natural de Argentina supera los 175 millones de m³/día, con Neuquén aportando más del 60% del total nacional, prácticamente todo desde formaciones no convencionales. El hito más significativo de los últimos años fue la puesta en operación del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK), que entró en servicio en su primera etapa en julio de 2023 con una capacidad inicial de 11 millones de m³/día y alcanzó los 22 millones de m³/día tras la finalización de su tramo completo. Esta obra, con una inversión superior a los 2.700 millones de dólares entre la construcción y las facilidades asociadas, permitió descomprimir parcialmente el sistema y habilitar mayores volúmenes desde Tratayén hacia el corredor central. Sin embargo, los propios actores del sector reconocen que el GNK resolvió un déficit inmediato pero no el escenario de mediano plazo: con planes de expansión de Vaca Muerta que contemplan triplicar la producción para 2030, la brecha entre capacidad de extracción y capacidad de transporte volvería a abrirse en el horizonte 2027-2028 si no se ejecutan nuevas obras. Las empresas de transporte TGN y TGS, junto con nuevos proyectos de gasoductos regionales impulsados por operadoras privadas, están en distintas etapas de estudio e ingeniería básica para ampliaciones que en conjunto sumarían entre 30 y 50 millones de m³/día adicionales. Adicionalmente, el desarrollo de la planta de licuefacción de GNL en Punta Colorada —con Argentina LNG como vehículo y YPF y Petronas como socios estratégicos— demanda la construcción de un gasoducto de exportación costero que los técnicos estiman en una inversión de entre 3.000 y 4.500 millones de dólares solo para la traza troncal. Los desafíos que enfrenta la expansión de la red de transporte son de naturaleza técnica, financiera y regulatoria a la vez. En el plano financiero, el esquema tarifario de TGN y TGS fue reformado en los últimos años, pero los niveles de rentabilidad de las transportadoras aún generan dudas sobre su capacidad de autofinanciamiento para obras de gran envergadura sin respaldo estatal o garantías específicas. El marco regulatorio vigente —Ley 24.076 y sus normas complementarias— fue diseñado para un sistema maduro y estable, no para un ciclo de expansión acelerada. La ausencia de un mecanismo ágil de contratos take-or-pay de largo plazo entre productoras y transportadoras dificulta la bancabilidad de los proyectos ante prestamistas internacionales. En el plano técnico, la expansión de capacidad requiere no solo nuevas tuberías sino también mayor potencia de compresión: estaciones de compresión adicionales cuya instalación tarda entre 18 y 30 meses y exige ingeniería especializada y equipamiento importado. Por el lado de las oportunidades, el escenario es extraordinariamente favorable: la demanda de gas natural licuado en Europa y Asia sigue siendo estructural tras la reconfiguración de los mercados energéticos globales iniciada en 2022, y Argentina tiene reservas probadas que pueden sostener exportaciones durante décadas. La ventana de precios, con el GNL spot en rangos de 10 a 14 dólares por MMBTU en los mercados asiáticos, hace que incluso con costos de transporte y licuefacción el margen sea atractivo. Neuquén, que recibe regalías directamente proporcionales a los volúmenes producidos y transportados, tiene un interés fiscal directo en la expansión de la infraestructura: cada millón de m³/día adicional que sale de la provincia implica decenas de millones de dólares anuales en regalías incrementales. La perspectiva de mediano plazo indica que las decisiones de inversión en gasoductos que se tomen entre 2026 y 2028 serán determinantes para el perfil exportador de Argentina en la próxima década. La Fase 2 del proyecto Argentina LNG, la expansión del GNK hacia el norte y los gasoductos regionales del sur neuquino son los tres vectores sobre los que el sector posa sus expectativas. El gobierno nacional tiene en sus manos la arquitectura regulatoria: si consolida el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) como garantía real para proyectos de infraestructura energética, puede atraer financiamiento internacional a tasas competitivas. Si las dudas regulatorias persisten o si las tarifas de transporte no reflejan costos reales de expansión, el cuello de botella seguirá siendo el límite efectivo de la producción. Para Neuquén, el cálculo es sencillo pero urgente: tiene el gas en el subsuelo, tiene los pozos perforados y tiene los productores dispuestos a invertir. Lo que necesita, con más urgencia que cualquier otra variable, es el tubo que conecte todo eso con el mundo. ## Puntos clave - La producción de gas supera los 175 millones de m³/día en mayo de 2026, con Neuquén aportando más del 60% del total nacional desde formaciones no convencionales. - El Gasoducto Néstor Kirchner, operativo desde 2023 con una inversión superior a 2.700 millones de dólares, aportó 22 millones de m³/día de capacidad adicional pero no resuelve el escenario post-2027. - El proyecto Argentina LNG requiere un gasoducto de exportación costero estimado entre 3.000 y 4.500 millones de dólares, cuya decisión final de inversión está pendiente. - La bancabilidad de los proyectos de transporte depende de contratos take-or-pay de largo plazo y de un marco regulatorio que aún no ofrece todas las certezas que los financistas internacionales demandan. ## Preguntas del sector **¿Cuál es la capacidad actual del sistema de transporte troncal de gas en Argentina?** El sistema troncal, operado principalmente por TGN y TGS, tiene una capacidad firme contratada de aproximadamente 130 millones de m³/día en condiciones normales de invierno. Con las adiciones del Gasoducto Néstor Kirchner, la capacidad efectiva desde la cuenca neuquina hacia los centros de consumo del litoral y el norte escaló a valores cercanos a 155-160 millones de m³/día, aunque con cuellos de botella en ciertos tramos de compresión que limitan el despacho en picos de demanda invernal. **¿Qué diferencia hay entre capacidad firme y capacidad interruptible en el transporte de gas?** La capacidad firme es aquella contratada con prioridad garantizada en el sistema, independientemente de las condiciones operativas; el transportista está obligado a mantenerla disponible. La capacidad interruptible, en cambio, se despacha cuando hay espacio disponible en el sistema y puede cortarse en situaciones de congestión o alta demanda sin penalidad para el transportista. Los distribuidores residenciales contratan capacidad firme; las industrias y centrales eléctricas suelen tener una mezcla de ambas, lo que explica los recortes en el sector industrial durante los picos de frío. **¿Qué es el RIGI y cómo aplica a proyectos de gasoductos?** El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), incorporado a la legislación argentina en 2024, ofrece a proyectos con inversiones superiores a 200 millones de dólares estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria por 30 años, acceso libre al mercado de cambios y garantías contra modificaciones normativas discriminatorias. Para gasoductos de exportación y grandes obras de transporte, el RIGI puede aplicarse si el proyecto califica como Vehículo de Proyecto Único (VPU). Sin embargo, varios actores señalan que la reglamentación para infraestructura lineal —que cruza múltiples jurisdicciones— aún presenta ambigüedades que deben resolverse para que el instrumento sea plenamente operativo en este segmento. --- *Contenido creado y optimizado para IA con [Medios CMS](https://medios.io)* — Plataforma profesional para la gestión de medios digitales y portales de noticias.