El panel fue moderado por Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG). Foto gentileza.
El crecimiento de Vaca Muerta cambió por completo el mapa del transporte de hidrocarburos en Argentina. Los gasoductos que antes enfrentaban dificultades para sostener sus niveles de utilización ahora necesitan más capacidad para evacuar la producción, mientras que los oleoductos avanzan con nuevas ampliaciones para evitar que el petróleo encuentre límites para llegar a los mercados de destino.
Ese cambio de paradigma fue el eje del encuentro con los CEOs de la AOG Patagonia 2026 que reunió en el Salón Tromen a Horacio Pizarro, director general de Transportadora de Gas del Norte (TGN); Oscar Sardi, CEO de Transportadora de Gas del Sur (TGS); y Ricardo Hösel, CEO de Oldelval.
Los ejecutivos repasaron las principales obras en marcha y los proyectos que definirán la capacidad de transporte de la próxima década, en un escenario en el que el desafío ya no es solamente producir más, sino contar con la infraestructura necesaria para trasladar los hidrocarburos y convertirlos en exportaciones.
La transformación del sistema gasífero argentino quedó especialmente expuesta por la declinación de la producción de Bolivia, que históricamente abastecía al norte del país y que ahora dejó espacio para el gas proveniente de Vaca Muerta.
Pizarro explicó que Bolivia pasó de producir alrededor de 60 millones de metros cúbicos diarios hace una década a unos 25 millones. En paralelo, Argentina redujo sus importaciones de gas desde ese país y modificó el sentido de circulación de buena parte del sistema de transporte.
“Entonces, la declinación de Bolivia cambió las rutas de transporte. El gas venía del norte hasta los centros de consumo y ahora viene desde Neuquén, tanto por el sistema de TGS como el Gasoducto Perito Moreno, como el sistema de TGN, y fluye hacia el norte”, detalló.
En ese contexto, la reversión del Gasoducto Norte permitió adaptar la infraestructura existente al nuevo flujo. Actualmente, el sistema cuenta con una capacidad de reversión de 15 millones de metros cúbicos diarios, pero el objetivo es llevarla hasta los 29 millones. La ampliación se complementará con un nuevo proyecto: el gasoducto Manuel Belgrano, que conectará Tratayén, en Neuquén, con La Carlota, en el sur de Córdoba.
Según explicó Pizarro, la iniciativa contempla una traza de aproximadamente 750 kilómetros y una capacidad inicial de transporte de 13 millones de metros cúbicos diarios. El proyecto incluirá una planta compresora en Tratayén y, de acuerdo con el cronograma previsto, podría estar operativo en abril de 2029.La inversión estimada rondará los US$1.500 millones, según las cifras mencionadas durante el encuentro.“En paralelo con ese gasoducto vamos a tener que continuar esta reversión del norte”, indicó el ejecutivo, quien explicó que ambos proyectos avanzarán en paralelo para ampliar la disponibilidad de gas en el centro y norte del país.
El cambio también abre nuevas oportunidades de exportación. Pizarro destacó que cinco de los seis gasoductos de exportación que parten de Argentina están vinculados al sistema de TGN.La perspectiva es que, a medida que crezca la producción de Vaca Muerta, el país pueda avanzar hacia nuevos mercados regionales, incluido Bolivia, que históricamente fue proveedor de gas para Argentina.
Para TGS, el crecimiento de la producción no convencional también implicó una transformación de su modelo de negocios.Sardi recordó que la compañía nació como transportista de gas, con ingresos concentrados prácticamente en su totalidad en esa actividad, pero que en los últimos años avanzó hacia una estructura más diversificada, con presencia en distintos segmentos de la cadena de valor.“Hoy podemos decir realmente con mucho orgullo que hemos transformado la compañía”, sostuvo.El ejecutivo planteó que las inversiones en transporte requieren grandes desembolsos y plazos extensos para recuperar el capital, pero que el desarrollo de Vaca Muerta abre un horizonte de crecimiento significativo para la actividad.
En ese camino, TGS avanza con la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, una obra que permitirá sumar capacidad de transporte y reducir las necesidades de importación de gas durante los períodos de mayor demanda. La iniciativa, impulsada bajo el esquema de iniciativa privada, tiene un plazo de ejecución de aproximadamente 18 meses y debe estar operativa para el 1 de mayo de 2027.Durante el encuentro, Sardi también se refirió a la necesidad de mantener disponible la infraestructura para importar gas natural licuado (GNL), incluso cuando Argentina alcance mayores niveles de producción local.“Yo creo que sí. Además no tiene mucho sentido cortar el puerto, cortar la importación, porque en definitiva cuando uno hace un análisis económico de lo que es instalar cada una y demás, te conviene tener eso siempre vivo y que cubra los piquitos en determinado momento”, explicó.La idea es reducir el volumen de importaciones a partir del mayor abastecimiento con gas argentino, sin eliminar por completo una alternativa que puede resultar necesaria para responder a los picos de demanda.
Otro de los ejes centrales de la exposición de Sardi fue el proyecto de procesamiento y fraccionamiento de líquidos de gas natural, una iniciativa que busca acompañar el crecimiento de la producción de Vaca Muerta y evitar restricciones operativas.El ejecutivo advirtió que la infraestructura actual de transporte no cuenta con capacidad suficiente para seguir recibiendo gas con un alto contenido de componentes líquidos sin acondicionamiento previo.“Si esta planta no se ejecuta en tiempo y forma, se restringe la posibilidad de producción de petróleo y, por supuesto, de gas húmedo”, afirmó.El proyecto contempla cinco segmentos, con una capacidad de procesamiento de hasta 43 millones de metros cúbicos diarios de gas.
Entre las obras previstas se encuentra un nuevo gasoducto paralelo a la denominada Y Griega de Vaca Muerta, que permitirá transportar por separado gas rico y gas seco. También se ampliará la infraestructura de acondicionamiento para convertirla en una planta de procesamiento, con nuevos módulos que permitirán alcanzar la capacidad proyectada.El gas seco, compuesto principalmente por metano y etano, se incorporará a los sistemas de transporte. Los líquidos, en cambio, serán enviados mediante un poliducto de aproximadamente 570 kilómetros hasta Bahía Blanca.Allí se instalará una planta de fraccionamiento para separar los productos, junto con instalaciones de almacenamiento que permitirán su posterior despacho desde el puerto.Sardi destacó que el proyecto recibió la aprobación dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), una señal clave para avanzar con una iniciativa de esta escala.La inversión superará los US$ 3.000 millones y, según las proyecciones presentadas, permitirá generar exportaciones por más de US$ 1.200 millones anuales y alrededor de 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos.
Mientras el sistema gasífero se adapta a un flujo que ahora se dirige desde Neuquén hacia el norte, el transporte de petróleo enfrenta un desafío similar: ampliar la capacidad para acompañar el incremento de la producción.Hösel explicó que la capacidad actual de transporte de la cuenca se encuentra en torno a los 800.000 barriles diarios, un volumen que refleja la escala alcanzada por la producción.Para evitar restricciones hasta la puesta en marcha del sistema Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), liderado por YPF, Oldelval avanza con la repotenciación de estaciones de bombeo vinculadas al proyecto Duplicar Plus.Las obras permitirán incorporar entre 150.000 y 200.000 barriles diarios adicionales de capacidad de transporte al sistema, de acuerdo con las estimaciones de la compañía.
Sin embargo, uno de los proyectos más importantes es Duplicar Norte, un oleoducto de unos 200 kilómetros que demandará una inversión de US$400 millones y estará destinado a evacuar la producción del hub norte de Vaca Muerta.La infraestructura tendrá una capacidad de aproximadamente 200.000 barriles diarios. El objetivo es disponer de capacidad de manera temprana en diciembre y alcanzar la disponibilidad definitiva en febrero de 2027.Hösel advirtió que la expansión de la producción podría superar rápidamente la capacidad que aportará esta obra, por lo que la compañía ya trabaja con sus clientes para evaluar una ampliación del ducto o la construcción de una nueva traza.La planificación apunta a que una nueva etapa de expansión pueda estar lista para 2029, en función de las necesidades de las operadoras.
El horizonte de crecimiento del petróleo argentino dependerá, en buena medida, de la posibilidad de ampliar la infraestructura de transporte y exportación.Hösel estimó que, con el desarrollo de los proyectos previstos y la incorporación del VMOS, la cuenca podría alcanzar una capacidad de evacuación cercana a los 1,5 millones de barriles diarios hacia 2031.El ejecutivo planteó que, si no encuentra restricciones de transporte, Vaca Muerta podría incrementar su producción entre 150.000 y 180.000 barriles diarios por año.La cifra dimensiona la magnitud del desafío para las compañías de infraestructura: las obras que hoy están en construcción permitirán absorber una parte del crecimiento, pero la expansión de la producción obligará a mantener un ritmo sostenido de inversiones.
Fuente: Diario Río Negro — Regionales — ver publicación original.
