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TGS deja de ser solo una transportadora de gas: en 2030 el 75% de su negocio será no regulado

Las empresas que nacieron para mover gas natural por caños están cambiando de piel. La irrupción de Vaca Muerta, la salida de la pesificación y un esquema de contratos en dólares abrieron negocios que hace una década parecían lejanos. Procesar, separar líquidos y exportar ya pesa más, en algunos balances, que el viejo transporte de gas, su negocio de origen.

Oscar Sardi, CEO de TGS, lo puso en números durante la AOG Patagonia 2026. “Nos pusimos como objetivo dejar de ser una compañía de transporte para comenzar a ser una empresa de energía que pudiese prestar servicio a lo largo de toda la cadena de valor del gas natural”, contó.

Durante años, cerca del 90% de los ingresos de Transportadora de Gas del Sur venía del transporte; el resto lo aportaba la planta de General Cerri. “El año pasado terminó 50-50. Este año dimos vuelta esa posición: la compañía va a terminar con un 60-40”, detalló. El 60% corresponde al negocio no regulado.

La proyección es todavía más ambiciosa. “En 2030, con todos estos proyectos encaminados, vamos a estar en un 25% de negocio regulado y 75% no regulado”, afirmó. Y tomó prestada una idea de YPF: “Vamos a tener en 2030 una TGS por cuatro, si la comparamos con la TGS de 2019”.

Tarifas, inversiones y una licencia más larga

Sardi destacó el cumplimiento oficial de los acuerdos tarifarios y recordó que la revisión quinquenal trae obligaciones. “En nuestro caso, las inversiones obligatorias tienen un promedio de 70 millones de dólares anuales”, precisó. A eso sumó un dato que considera clave: el Gobierno le otorgó a la empresa una extensión de la licencia por 20 años.

“Cuando hablamos de transporte, estamos hablando de inversiones muy intensivas, que no se rentabilizan en dos o tres años”, explicó. Ese horizonte más largo, dijo, cambia la ecuación para cualquier obra que la compañía tenga en carpeta sobre el sistema regulado.

Sobre el GNL, coincidió en que el país seguirá importando por un tiempo. “No tiene mucho sentido cortar el puerto. Cuando uno hace un análisis económico, conviene tener eso siempre vivo y que cubra los piquitos”, sostuvo. Y agregó que todos los países con picos de demanda invernal mantienen esa alternativa abierta.

La ampliación del Perito Moreno

La ampliación del gasoducto Perito Moreno avanza como iniciativa privada, bajo la Ley de Hidrocarburos 17.319, con tarifas pactadas en dólares entre partes. TGS presentó la propuesta, fue declarada de interés público y luego se licitó. “Nos presentamos solos, no hubo otro oferente, se nos adjudicó”, relató el ejecutivo.

Según Sardi, la empresa logró vender el 100% de la capacidad, y el prepago de los cargadores “permite financiar parte de la obra”. Son 14 millones de metros cúbicos diarios puestos en Salliqueló: 12 millones siguen hacia el Gran Buenos Aires y el Litoral, y 2 millones quedan en Bahía Blanca.

La iniciativa prevé un opcional de hasta 6 millones adicionales, y ya hay 4,5 millones prácticamente cerrados para las plantas de urea de Bahía Blanca, entre ellas Profertil. “Hay poco tiempo”, admitió, y advirtió que el fenómeno de El Niño puede complicar los plazos de construcción.

Más gas y una carrera contra reloj

Después vendrían más expansiones, con loops sobre el NEUBA II o el propio Perito Moreno. “Lo importante es que estamos reemplazando importaciones por gas local”, insistió. “Yo hablo siempre de 300 TCF; hay gas para más de 100 años, por lo tanto hay que generar demanda”, planteó.

El proyecto que más lo entusiasma es la separación de líquidos. “Si esta planta no se ejecuta en tiempo y forma, por TGS o por cualquier otro, se restringe la posibilidad de producción de petróleo”, advirtió. El motivo: los gasoductos ya no pueden seguir cargando gas húmedo de tan alto poder calorífico.

La planta procesará 43 millones de metros cúbicos diarios de gas de 9300 kilocalorías y se divide en cinco segmentos. El primero es un gasoducto paralelo al que TGS ya opera en Vaca Muerta, para separar el gas seco del húmedo. El segundo convierte la actual planta de acondicionamiento en una de procesamiento.

Un poliducto hasta Bahía Blanca

El metano y el etano entrarán a los sistemas de transporte. La mezcla de propano, butano y gasolina viajará por un poliducto de unos 570 kilómetros hasta Bahía Blanca, donde una planta de fraccionamiento separará los productos antes de llevarlos al puerto para su almacenamiento y despacho.

La inversión supera los US$3000 millones y el Gobierno le otorgó el RIGI esta semana. “Necesitábamos que lo digan cuanto antes porque estamos justo en el proceso del financiamiento”, reconoció Sardi. Según sus cálculos, la obra generará exportaciones por más de 1200 millones de dólares anuales.

“Va a tener durante toda su ejecución el empleo de más de 4000 personas directas y 15.000 empleos indirectos”, detalló el CEO de TGS. “Hay toda una movida que se va a desarrollar en cuatro provincias, que consideramos realmente muy importante como parte de este proyecto”, completó.

Vaca Muerta: el problema del gas asociado que anticipa el caso Waha

El boom del shale oil en Vaca Muerta tiene una contracara que en el sector se discute cada vez más en voz alta: con cada barril aparece más gas asociado. Así lo planteó Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de Rystad Energy, en un posteo en LinkedIn donde puso sobre la mesa el caso Waha.

“A medida que sube el precio del petróleo, la producción de gas se vuelve menos sensible al precio del propio gas”, subrayó apoyándose en un reciente informe que realizó la consultora sobre Permian.

“Cuando la economía del pozo está dominada por el crudo, el operador sigue perforando y el gas aparece como coproducto. Esto es especialmente relevante para el Hub Norte de Vaca Muerta“, ponderó el ejecutivo.

El Hub Norte, bajo la lupa

Los números del Hub Norte ayudan a dimensionar la advertencia. Pluspetrol proyecta en Bajo del Choique–La Invernada hasta 100.000 barriles diarios de petróleo y 12 MMm3/d de gas. En tanto, Tecpetrol apunta a 70.000 barriles diarios en Los Toldos II Este hacia 2027.

A eso se suman las áreas que recibieron ofertas en la Ronda 1/2026 de GyP. “La pregunta no es solo cuánto petróleo puede producir el Hub Norte, sino qué vamos a hacer con todo el gas y los líquidos que vendrán con él”, aseguró el especialista.

Waha es el hub de referencia del gas en el oeste de Texas y en los últimos años sus precios quedaron en terreno negativo en más de una ocasión. Había tanto gas y tan pocos caños para sacarlo que los productores terminaban pagando para que alguien se lo llevara.

Los Toldos II Este entró al RIGI: la apuesta de Tecpetrol por el shale neuquino

 

Las obras que ya arrancaron

En la Argentina, algunas piezas del midstream ya se mueven. “TGS proyecta procesar 43 MMm3/d en Tratayén y transportar los líquidos hasta Bahía Blanca para su fraccionamiento y exportación”, detalló Díaz sobre el plan de la transportadora, que busca ampliar su capacidad de procesamiento de gas.

MEGA también juega. La compañía obtuvo la aprobación del RIGI para una expansión de 365 millones de dólares que sumará 1.500 toneladas diarias de capacidad de producción de LGN. El plan incluye inversiones en Loma La Lata, en el poliducto que llega a Bahía Blanca y en su planta de fraccionamiento.

“Esto es clave: el desafío no es solamente agregar gasoductos. Es desarrollar toda una cadena integrada de gathering, acondicionamiento, procesamiento, recuperación de líquidos, transporte y mercados finales”, planteó el vicepresidente de Rystad Energy.

Mercados abiertos y la lección del Permian

Del lado de la demanda, el abanico se abrió. Díaz enumeró el mercado local, las exportaciones de gas a Chile, Bolivia y Brasil, el GNL como puerta al mercado global y la venta externa de líquidos (NGLs). Para el crudo, la nueva capacidad de evacuación también estira el horizonte de crecimiento.

Pero Permian muestra que ni siquiera eso alcanza. Allí se prevén unos 425 MMm3/d de nueva capacidad de transporte hacia fin de la década y, aun así, los escenarios de mayor crecimiento vuelven a tensionar el sistema. “La lección de Waha es que la infraestructura debe llegar antes que el cuello de botella”, resumió.

“Vaca Muerta todavía está a tiempo de anticiparse. El próximo desafío del Hub Norte quizás no sea encontrar más petróleo. Puede ser evacuar y monetizar eficientemente todo lo que venga con él”, consideró el especialista.

Cómo Vaca Muerta puede triplicar la producción de GLP

Hace 14 años pensar en el mercado de Gas Licuado de Petróleo era una utopía para el país. El desarrollo de Vaca Muerta cambió la ecuación significativamente y hoy, con las obras en marcha, ya se habla que Argentina podría ser uno de los cinco mayores exportadores de GLP del mundo de cara al 2031. Así lo informó que Pedro Locreille, director de Midstream Gas & GLP de YPF, en el Seminario Internacional de GLP “De Argentina hacia el mundo”.

El ejecutivo empezó su charla en la Universidad Austral con una promesa poco habitual en un seminario técnico: viajar en el tiempo. Locreille recordó que hace 14 años trabajaba en una planta de la Cuenca Neuquina que ni siquiera podía procesar gas.

“En 2012 gran parte de las plantas grandes de la cuenca recirculaban el gas natural de la salida a la entrada, porque no había suficiente volumen para sostenerlas operativamente”, contó. En aquel momento la producción rondaba los 65 millones de metros cúbicos diarios.

Hoy esa cifra llegó a un récord histórico de casi 120 millones de metros cúbicos por día. El salto respondió a inversiones sostenidas en infraestructura de midstream.

La producción de petróleo siguió el mismo camino. De menos de 200.000 barriles diarios hace 14 años, la cuenca neuquina pasó a bombear alrededor de 700.000 barriles hoy, un salto que está directamente al desarrollo de Vaca Muerta.

El salto que viene con el VMOS

Asimismo, el directivo sostuvo que el próximo empujón va a llegar con la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Locreille comparó ese momento con un salto en alto: “Vaca Muerta está haciendo ese salto en alto enorme, y esto nos va a permitir producir 770.000 barriles adicionales”.

Es decir, prácticamente duplicar la producción actual de petróleo de la cuenca. En paralelo, la producción nacional de gas natural también sigue rompiendo récords, hoy en el orden de los 140 millones de metros cúbicos diarios.

Ese ritmo de crecimiento, según el ejecutivo de YPF, es lo que obliga a repensar toda la cadena de GLP. Por cada 200.000 barriles adicionales de petróleo se obtiene aproximadamente un millón de toneladas de GLP exportable, y algo similar ocurre con cada 20 millones de metros cúbicos extra de gas húmedo.

Vaca Muerta sumó más infraestructura.

La carrera por el podio del GLP

Sumando lo que van a aportar los nuevos proyectos de procesamiento, incluido el de TGS en Tratayén y la ampliación de Compañía Mega, Locreille estimó que Argentina podría sumar otros 3,5 millones de toneladas anuales de GLP. En total, calculó un potencial de siete millones de toneladas adicionales.

“Argentina tiene el potencial de sumar unos siete millones de toneladas de GLP y pasar del puesto 14 actual a estar entre el puesto 5 y 7 del podio internacional de exportadores”, afirmó.

Ese salto ubicaría al país muy cerca de Kuwait y Canadá en el ranking global. Hoy la Argentina consume localmente casi la mitad de lo que produce, mientras que la otra mitad ya se exporta, principalmente hacia el cono sur.

Locreille remarcó que ese equilibrio regional está cambiando. “Nuestra región es deficitaria y se abastece mayormente desde Norteamérica, mientras que los excedentes de Argentina hoy terminan yendo al cono sur”, explicó, aunque anticipó que empiezan a aparecer envíos incipientes hacia África y Asia.

Según el ejecutivo, hacia 2031 la producción nacional de GLP podría llegar a casi nueve millones de toneladas anuales, lo que obligaría a buscar activamente nuevos compradores fuera de la región, en mercados asiáticos donde hoy se concentra el grueso de la demanda mundial.

Mega sigue avanzando.

El etano y la chance petroquímica

Consultado sobre la competitividad argentina en petroquímica, Locreille fue cauto con los tiempos pero optimista con el fondo. Dijo que ese eslabón, junto con la comercialización final, es donde se concentra el mayor margen de toda la cadena de valor del GLP.

En este marco, el ejecutivo explicó que Argentina tiene ventajas frente a Estados Unidos por la logística hacia los polos petroquímicos y por tratarse de subproductos de negocios ya rentables como el petróleo y el gas. Eso les da mayor resiliencia frente a la volatilidad de precios.

Sobre el etano, Locreille señaló que hoy se pierde buena parte del que viene mezclado con el gas natural que se quema en los hogares, y que a futuro habrá volumen suficiente para instalar al menos un nuevo steam cracker en la región de Bahía Blanca.

Locreille recordó que estos proyectos petroquímicos demandan entre ocho y diez años desde la etapa de conceptualización hasta la puesta en marcha comercial. “Estamos en el mejor momento para sembrar la semilla y verla crecer, cuando la demanda de polímeros va a superar ampliamente la capacidad proyectada por China”, sostuvo.

TGS reserva terrenos y capacidad para ampliar su proyecto NGLs

Cuando Oscar Sardi terminó de repasar los números del proyecto NGL de TGS en el Seminario Internacional de GLP “De Argentina hacia el mundo”, se le preguntó si se piensa en una ampliación del proyecto. La respuesta no fue un simple sí. El CEO de la compañía admitió que la ampliación de la planta ya está en la cabeza del equipo, incluso antes de arrancar con la obra base.

“No sería extraño que en el proceso de construcción estemos ya llevando adelante la ampliación, sin haber comenzado todavía con el caso base”, dijo Sardi, y aclaró que los terrenos comprados para el sector de procesamiento permiten instalar cinco equipos más, además de los dos que están en marcha ahora.

La lógica detrás de esa decisión tiene que ver con los tiempos de Vaca Muerta. La producción de gas asociado va a seguir creciendo hacia 2030, y TGS no quiere quedar corta de capacidad apenas termine de construir la primera fase del proyecto de líquidos.

El propio esquema de obra habilita ese margen. El proyecto está dividido en cinco segmentos (captación, procesamiento, poliducto, fraccionamiento y almacenamiento) y cada uno de ellos fue diseñado con espacio físico de sobra, algo que en una industria de esta escala no siempre ocurre desde el arranque.

Margen en el poliducto y en el puerto

En este marco, Sardi explicó que el poliducto que va a llevar los líquidos desde Tratayén hasta Bahía Blanca es uno de los puntos donde más espacio queda para crecer. El caño tiene más de 570 kilómetros y 20 pulgadas de diámetro, pero en esta primera etapa va a transportar apenas un tercio de lo que puede mover.

“El caño está preparado para transportar hasta 22.500 toneladas de C3 más, y en esta etapa realmente vamos a usar un tercio de esa capacidad”, explicó el ejecutivo detallando que la infraestructura del poliducto no será la limitante en una eventual segunda fase.

Algo parecido pasa en el otro extremo del sistema, en el puerto de Bahía Blanca. Ahí TGS va a instalar tanques de almacenamiento para propano, butano y gasolina, pero el terreno todavía tiene lugar reservado para crecer, algo poco frecuente en un predio portuario.

“Hay capacidad todavía para instalar otro tanque de magnitud importante para el refrigerado”, dijo Sardi sobre ese predio, el más acotado de todo el proyecto por las características del terreno y la necesidad de hacer pilotaje antes de construir cualquier estructura.

Esa limitación de espacio en el puerto es uno de los motivos por los que la planta de almacenamiento se convirtió en el camino crítico de toda la obra. Cualquier demora ahí puede correr los plazos del resto del proyecto, aun cuando el procesamiento avance sin sobresaltos.

tgs aumentaría un 50% su capacidad de transporte.

El único límite fijo está en el gasoducto

Si hay un componente que sí quedará cerrado desde el arranque, según Sardi, es el gasoducto que transporta el gas rico desde Vaca Muerta. Ese tramo fue diseñado para una capacidad determinada y las futuras ampliaciones no van a pasar por agregar más caño, sino por sumar potencia de bombeo.

“Los únicos temas que eventualmente ya de inicio quedan anclados es el caño, donde las futuras ampliaciones van a ser absorbidas por el actual caño, agregándole potencia de bombeo en alguna planta”, señaló el CEO, y dejó abierta una puerta poco explorada hasta ahora: la posibilidad de que ese mismo ducto termine transportando etano.

Esa mención al etano no es un detalle menor. Hoy ese producto no forma parte central del esquema comercial del proyecto, pero la infraestructura fue pensada con la flexibilidad suficiente para incorporarlo si el mercado lo demanda más adelante.

El diseño modular del proyecto es, en definitiva, la clave de toda esta estrategia. Tanto el procesamiento como el fraccionamiento van a poder crecer a medida que los productores de la Cuenca Neuquina necesiten procesar más volumen de gas, sin tener que rediseñar la ingeniería de base.

Un movimiento que también hace la competencia

Esa lógica de crecimiento por etapas no es exclusiva de TGS. En este marco, Sardi confirmó que Compañía Mega, que también planea ampliar la capacidad de su propio poliducto, podía convertirse en un espejo de lo que hace su empresa.

El ejecutivo ponderó que esa alternativa de ampliación también está sobre la mesa del lado de TGS, en sintonía con los planes que ya evalúa la competencia dentro del mismo negocio de líquidos de Vaca Muerta.

El contexto ayuda a entender por qué ambas compañías miran en la misma dirección. La producción de gas asociado en la cuenca neuquina no da señales de desacelerar, y cualquier cuello de botella en el procesamiento termina impactando directamente en la extracción de petróleo.

IGU proyecta que Argentina volverá a liderar el mercado gasífero del Cono Sur

Durante años, Vaca Muerta fue más una promesa que un negocio concreto. Hoy los números empiezan a hablar por sí solos: hasta 11,1 billones de metros cúbicos de gas no convencional técnicamente recuperables. Así lo establece el informe del IAPG (Instituto Argentino de Petróleo y Gas) de 2024.

La International Gas Union (IGU) publicó un posteo en LinkedIn titulado “Argentina – The Promise of Vaca Muerta”, donde plantea un escenario que hace pocos años sonaba lejano: que el país recupere el liderazgo regional en el mercado de gas natural.

No es sólo un dato de reservas. La producción de gas no convencional pasó de 17 millones de metros cúbicos por día en 2015 a 90 en 2025, casi toda proveniente de Vaca Muerta, mientras el gas convencional se desplomó a la mitad en el mismo período.

Según el análisis de la IGU, junto a Arpel y Olade, esas reservas alcanzarían para cubrir el consumo regional de Argentina, Brasil, Chile, Uruguay y Bolivia durante un lapso de entre 45 y 124 años, un horizonte que cambia por completo la ecuación energética del Cono Sur.

El informe conjunto sostiene, además, que la escasez de gas dejaría de ser una traba para la integración entre países vecinos, siempre que se concreten las inversiones en infraestructura que el propio texto describe como indispensables.

Por Vaca Muerta, Neuquén sigue creciendo en la producción de gas.

La infraestructura, el otro protagonista

Nada de esto funciona sin caños. Argentina sumó el Gasoducto Perito Moreno y el Mercedes–Cardales, y TGS construye tres plantas compresoras más la ampliación de una existente, que sumarán 14 millones de metros cúbicos diarios desde el invierno de 2027.

El primer de abril de 2025 quedó marcado en el calendario: por primera vez, gas argentino —de Vaca Muerta y de Tierra del Fuego combinados— llegó a Brasil en tránsito por Bolivia. Un hito que Brasil y Argentina ya venían negociando desde el memorando firmado en noviembre de 2024.

Lo que falta: licuar y exportar

El desafío pasa ahora por la licuefacción. El consorcio Southern Energy FLNG, con YPF, Pan American Energy, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, ya definió sus dos primeras fases y en marzo de 2026 cerró con SEFE el mayor contrato de exportación de GNL de la historia argentina: 2 Mtpa durante ocho años.

En paralelo avanza Argentina LNG, el proyecto de YPF con Eni y XRG (ADNOC), que apunta a 12 Mtpa con posibilidad de ampliarse a 18. El acuerdo vinculante entre las tres compañías se firmó en febrero de 2026, tras meses de negociaciones técnicas.

Un estudio del IAPG citado por la propia IGU advierte que toda esa cartera de proyectos, sumada, va a demandar cerca de 100 millones de metros cúbicos diarios de gas, un volumen que obliga a acelerar la expansión productiva de la cuenca neuquina.

Río Negro y los detalles del acuerdo con YPF. Neuquén también busca un acuerdo con la operadora. Vaca Muerta se prepara para dar un salto de calidad.

Precios, tarifas y la letra chica

El Gobierno argentino se comprometió a revisar en 2026 los precios mínimos de exportación de gas para alinearlos con los valores domésticos. A eso se suma la Resolución 66/2026, que busca equiparar las tarifas de transporte de exportación con las locales una vez que se emita el decreto correspondiente.

TGS, por su parte, anunció en marzo de 2026 una inversión de US$3.000 millones para procesar el gas directamente en el yacimiento, un movimiento que reduce costos logísticos y que el mercado energético sigue de cerca.

La IGU remarca en su posteo que el mayor obstáculo no es geológico sino de ejecución: que toda la cadena de valor, desde la perforación hasta los barcos metaneros, crezca al ritmo que exige la demanda internacional.

TGS ratificó que la ampliación del Gasoducto Perito Moreno estará lista el 1 de abril

La ampliación del Gasoducto Perito Moreno ya tiene una fecha límite. El 1 de abril de 2027 es el plazo que maneja Transportadora de Gas del Sur (TGS) para poner en marcha una de las obras de infraestructura energética más importantes del país, destinada a incrementar el transporte de gas desde Vaca Muerta y reducir la dependencia de las importaciones durante el invierno.

El cronograma fue confirmado por el CEO de TGS, Oscar Sardi, durante una reunión informativa de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados. Allí explicó que el proyecto ya atraviesa su etapa de ejecución y que el objetivo es llegar al próximo invierno con una capacidad de transporte significativamente mayor.

“Tiene que estar lista para el 1º de abril del año que viene. Como le decía anteriormente, tiene como gran objetivo reducir la importación a partir de la producción de gas local. Eso genera no solamente la obra en sí misma, sino también todo el desarrollo de trabajos y puestos indirectos que se crean alrededor de esa infraestructura”, sostuvo Sardi.

La obra que aumentará la capacidad del gasoducto

La iniciativa permitirá ampliar la capacidad del Gasoducto Perito Moreno desde los actuales 21 millones de metros cúbicos diarios hasta 35 millones de metros cúbicos por día. Para lograrlo, TGS instalará tres plantas compresoras que aportarán 14 millones de metros cúbicos diarios adicionales al sistema.

El proyecto tiene antecedentes desde 2024, cuando la empresa presentó la iniciativa privada al Gobierno nacional. Meses después fue declarada de interés público y este año quedó formalmente incorporada al RIGI, luego de la publicación de la Resolución 676/2026 del Ministerio de Economía.

“La idea es aumentar, a través de la instalación de potencia, en 14 millones de metros cúbicos de gas para llevar el gasoducto a una capacidad total de 35 millones de metros cúbicos por día“, explicó Sardi durante su exposición ante los legisladores.

La inversión principal asciende a US$560 millones y contempla la construcción de tres plantas compresoras ubicadas aproximadamente cada 150 kilómetros. A ese monto se suma una obra complementaria sobre el sistema de TGS, valuada en US$220 millones, que permitirá transportar el volumen adicional hacia el centro del país y Bahía Blanca. En conjunto, el desembolso ronda los US$800 millones.

tgs aumentaría un 50% su capacidad de transporte.

El objetivo: reemplazar importaciones con gas de Vaca Muerta

El principal beneficio de la ampliación aparece durante los meses de mayor demanda. En invierno, el consumo residencial de gas natural se multiplica y obliga al país a importar GNL y combustibles líquidos para cubrir los picos de abastecimiento.

Sardi explicó que la nueva capacidad permitirá aprovechar una mayor producción de Vaca Muerta precisamente cuando el sistema más lo necesita. De los 14 millones de metros cúbicos diarios adicionales, unos 12 millones ingresarán al sistema de TGS con destino al área de Mercedes, mientras que los 2 millones restantes abastecerán a Bahía Blanca.

“Hay un período de aproximadamente 100 días donde el consumo domiciliario pasa de unos 20 millones de metros cúbicos diarios en verano a picos de 90 o 95 millones. Eso obliga, en muchos casos, a importar gas porque los sistemas están al máximo de su capacidad”, explicó el CEO de TGS.

Según detalló el ejecutivo, cada metro cúbico adicional que pueda transportarse desde Vaca Muerta reemplazará importaciones que hoy representan un fuerte costo para el Estado. El ahorro estimado alcanza los US$700 millones anuales, considerando valores habituales de mercado para el gas natural licuado y los combustibles líquidos.

tgs explicó qué fue lo que pasó en la planta de Tratayén.

La apuesta de TGS para fortalecer la balanza energética

Además del impacto sobre el abastecimiento, la ampliación del Gasoducto Perito Moreno busca consolidar el desarrollo de la infraestructura necesaria para acompañar el crecimiento de la producción no convencional de Vaca Muerta, que continúa marcando récords de extracción de gas.

“Con esta obra vamos a cortar la misma cantidad de importaciones, tanto de GNL como de combustibles líquidos, permitiendo al país ahorrar aproximadamente US$700 millones por año. Claramente es un beneficio importante para la balanza comercial de nuestro país”, afirmó Sardi.

La incorporación del proyecto al RIGI también habilita beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios que buscan acelerar su ejecución. Para TGS, el desafío ahora ya no pasa por la aprobación administrativa, sino por cumplir con un cronograma ajustado. El objetivo está definido: llegar al 1 de abril de 2027 con la ampliación terminada para que el próximo invierno encuentre al sistema con mayor capacidad para transportar el gas producido en Vaca Muerta.

Cómo se distribuyen los U$S 3.000 millones de TGS en el proyecto de NGLs

TGS avanzó con la firma de acuerdos comerciales para desarrollar el proyecto NGLs, que contempla la inversión de 3.000 millones de dólares para expandir la infraestructura necesaria para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y potenciar las exportaciones de hidrocarburos de la Argentina.

La magnitud de la inversión ubica a la obra entre las más importantes previstas para el sector energético durante los próximos años. El esquema contempla la participación de YPF, Pluspetrol y Chevron, compañías que ya comprometieron más del 80% de la capacidad inicial prevista para el sistema.

El proyecto está diseñado para recuperar y procesar los líquidos del gas natural (NGLs, por sus siglas en inglés) provenientes de la producción de hidrocarburos no convencionales. Su desarrollo busca resolver restricciones de infraestructura que podrían afectar el crecimiento futuro de la actividad en la cuenca neuquina.

Cómo será la inversión de TGS

Según informó TGS a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la mayor parte de los recursos se destinará a dos grandes bloques de infraestructura. Por un lado, la subsidiaria Procesadora de Gas del Sur (PGS) tendrá a cargo obras vinculadas al procesamiento de gas en Neuquén, con una inversión estimada en US$ 1.100 millones.

Ese desembolso contempla la construcción de un gasoducto de segregación de corrientes de gases de aproximadamente 100 kilómetros y una nueva planta de procesamiento en Tratayén, que contará con una capacidad estimada de 43 millones de metros cúbicos diarios.

El segundo componente estará bajo responsabilidad de Midstream de Gas del Sur (MGS), que ejecutará inversiones por US$ 1.900 millones destinadas a conectar Neuquén con la costa bonaerense y ampliar la capacidad logística para la exportación de productos.

Las obras previstas entre Neuquén y Bahía Blanca

Dentro de este segmento se encuentra la construcción de un poliducto de 577 kilómetros que unirá Tratayén con Bahía Blanca, además de una nueva planta de fraccionamiento, instalaciones de almacenamiento y obras asociadas a una terminal marítima en Puerto Galván.

La infraestructura permitirá separar, transportar, almacenar y despachar los líquidos recuperados durante el procesamiento del gas natural. Se trata de productos con fuerte demanda en los mercados internacionales y con potencial para incrementar los ingresos por exportaciones.

Según las estimaciones informadas por la compañía, una vez en operación el sistema podría generar alrededor de US$ 1.200 millones anuales en exportaciones, aportando nuevas divisas para la economía argentina y fortaleciendo el desarrollo de la cadena de valor del gas.

Un proyecto clave para el crecimiento de Vaca Muerta

El avance de la producción de petróleo y gas en Vaca Muerta viene impulsando la necesidad de ampliar la infraestructura de transporte y procesamiento. En ese contexto, el proyecto NGLs aparece como una pieza estratégica para acompañar la expansión de la actividad en los próximos años.

La iniciativa permitirá adecuar el tratamiento del gas asociado generado por la producción de petróleo, facilitando su transporte a través de los sistemas troncales y de exportación. Al mismo tiempo, contribuirá a evitar restricciones operativas que podrían limitar el incremento de la producción.

Las obras tendrán un plazo estimado de ejecución de cuatro años. Durante ese período se proyecta la creación de 4.000 puestos de trabajo directos y alrededor de 15.000 empleos indirectos, asociados tanto a la construcción como a la provisión de bienes y servicios vinculados al desarrollo de la infraestructura.

tgs avanza con la Decisión Final de Inversión para su proyecto de NGLs

De la mano de Vaca Muerta, Argentina consolida su apuesta por la exportación energética con uno de los proyectos de infraestructura más importantes de su historia reciente. tgs lidera esta iniciativa estratégica que busca descomprimir los cuellos de botella de la Cuenca Neuquina y potenciar el crecimiento productivo del país a escala internacional.

En este marco, el directorio de tgs aprobó los acuerdos a suscribirse con YPF, Pluspetrol y Chevron, para cubrir más del 80% de la capacidad del proyecto. Asimismo, la compañía mantiene negociaciones avanzadas con otros productores para completar el volumen disponible.

Oscar Sardi, CEO de tgs, señaló: “Es una inversión estratégica de gran relevancia para el desarrollo energético de Argentina. Con una inversión de US$ 3.000 millones, el proyecto permitirá generar exportaciones por aproximadamente US$ 1.200 millones anuales, reafirmando nuestra responsabilidad en el fortalecimiento de la infraestructura productiva del país”.

El proyecto, orientado a la obtención de los líquidos recuperados a partir del procesamiento del gas natural proveniente de la producción de hidrocarburos, contempla la construcción de un gasoducto de segregación de corrientes de gases de aproximadamente 100 km, nuevas instalaciones de Procesamiento de Gas en la Planta Tratayén, la construcción de un poliducto entre Tratayén y Bahía Blanca y de una planta de fraccionamiento y una planta de almacenamiento de productos en Bahía Blanca, como así también, incluye obras complementarias en la terminal marítima para su exportación.

Esta iniciativa resulta clave para resolver uno de los principales cuellos de botella que podrían limitar el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el crecimiento exportador del país. En particular, permitirá viabilizar el aumento de la producción de crudo y adecuar el gas asociado para su transporte a través de los gasoductos troncales y de exportación.

Durante los cuatro años de ejecución de la obra, se estima la generación de aproximadamente 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos.

Mindlin: “Es injusto decir que la energía genera poco empleo”

La industria energética atraviesa una etapa de expansión impulsada por el desarrollo de Vaca Muerta, la construcción de nueva infraestructura y la puesta en marcha de proyectos destinados a incrementar las exportaciones. En este marco, el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, aseguró que el sector tendrá un papel central en la generación de empleo y divisas durante los próximos años.

Durante su exposición en el 12° Latam Economic Forum, el empresario sostuvo que el potencial de Vaca Muerta todavía está lejos de agotarse y destacó que la roca madre se encuentra en una fase temprana de desarrollo en comparación con las principales cuencas de Estados Unidos.

“Vaca Muerta tiene el 15% de las reservas que tenía el shale de Estados Unidos, sin embargo, solamente hemos perforado el 4% de los pozos. Esto quiere decir que está en un estado mucho más temprano de desarrollo y tiene todavía un potencial enorme para seguir creciendo”, afirmó Mindlin.

Según explicó, los resultados obtenidos hasta ahora muestran niveles de productividad que superan a muchos de los desarrollos no convencionales que se registraron en América del Norte. Esa condición, señaló, constituye uno de los principales atractivos para sostener nuevas inversiones en el sector energético.

 

El crecimiento de la producción

La producción de hidrocarburos registró un crecimiento sostenido durante los últimos años. Mindlin recordó que Argentina producía alrededor de 1,2 millones de barriles equivalentes por día en 2020 y que actualmente ese volumen asciende a 1,6 millones.

El ejecutivo indicó que las proyecciones de la industria apuntan a alcanzar los 2,6 millones de barriles equivalentes diarios hacia 2030, una meta que requerirá importantes desembolsos en infraestructura para acompañar el incremento de la producción.

“En el 2020 Argentina producía 1,2 millones de barriles equivalentes; hoy ya estamos en 1,6 millones y las proyecciones indican que para el 2030 tendríamos que estar llegando a 2,6 millones”, sostuvo.

Entre los proyectos que mencionó aparecen el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la ampliación de la capacidad de transporte de gas mediante obras de TGS, iniciativas vinculadas a la producción de fertilizantes y desarrollos para la extracción de líquidos asociados al gas.

Mindlin también destacó el avance de los proyectos de GNL, que involucran a varias compañías del sector y que podrían convertir a Argentina en exportador de gas natural licuado a partir de los próximos años. Según describió, se trata de inversiones de gran escala que requieren largos períodos de maduración, pero que tendrán un impacto significativo sobre la economía nacional.

Pampa Energía inició su exportación de gas a Brasil.

El impacto de las exportaciones

El presidente de Pampa Energía consideró que el desarrollo energético permitirá modificar de manera profunda la balanza comercial del país. En ese sentido, proyectó una reversión del déficit energético registrado pocos años atrás.

“Pasaremos de 4.000 o 5.000 millones de dólares negativos en 2022 a un superávit de 24.000 millones de dólares en 2030. Estaríamos generando en Vaca Muerta otro sector similar al campo en su capacidad de generar dólares de exportación”, señaló.

Para Mindlin, uno de los principales efectos de este proceso será la diversificación de las fuentes de ingreso de divisas. Según explicó, una mayor participación de las exportaciones energéticas permitiría reducir la dependencia histórica de los resultados de las campañas agrícolas y fortalecer la estabilidad macroeconómica.

El empresario también hizo referencia al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y destacó el volumen de iniciativas presentadas hasta el momento. De acuerdo con su exposición, existen proyectos por más de 104.000 millones de dólares que podrían impulsar nuevas etapas de crecimiento en distintas ramas de la actividad energética.

Sierra Chata, uno de los bloques más productivos de gas en Vaca Muerta.

La discusión sobre el empleo en el sector energético

Hacia el final de su presentación, Mindlin se refirió a uno de los cuestionamientos habituales que enfrenta la industria respecto de su capacidad para generar puestos de trabajo. El ejecutivo rechazó esa visión y vinculó el desarrollo energético con la creación de empleo en diferentes actividades asociadas.

“Es imposible que toda esta inversión no genere empleo. Es una descripción muy injusta decir que la energía genera poco empleo; el petróleo, el gas y la electricidad están invirtiendo una barbaridad y generando miles de puestos de trabajo”, afirmó.

En la misma línea, sostuvo que el avance de Vaca Muerta, las obras de transporte, los proyectos industriales y las inversiones vinculadas al gas están impulsando nuevas oportunidades laborales en distintas regiones del país.

“Vaca Muerta está transformando el país”, subrayó el presidente de Pampa Energía durante su participación en el Latam Economic Forum.

Más gas de Vaca Muerta: luz verde del RIGI para ampliar el Gasoducto Perito Moreno

El Gobierno nacional aprobó un nuevo proyecto estratégico bajo el RIGI, enfocado en la expansión del Gasoducto Perito Moreno, una obra clave para incrementar la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta hacia los principales centros de consumo del país.

El anuncio fue realizado por el ministro de Economía, Luis Caputo, quien confirmó que la iniciativa contempla una inversión superior a los 500 millones de dólares y permitirá fortalecer el abastecimiento energético antes del invierno de 2027.

Según detalló el funcionario, la obra impulsada por TGS no solo ampliará la infraestructura existente, sino que además habilitará nuevas inversiones privadas complementarias, consolidando un cambio estructural en la forma de financiar proyectos energéticos en la Argentina.

 

Más capacidad de transporte para Vaca Muerta

El proyecto permitirá incorporar 12 millones de metros cúbicos diarios adicionales al sistema, lo que impactará directamente en el suministro de gas para usuarios residenciales, industrias y centrales de generación eléctrica en el área metropolitana de Buenos Aires.

Caputo subrayó que esta mayor disponibilidad de gas permitirá sustituir importaciones de GNL, reduciendo significativamente los costos energéticos del sistema. “Los usuarios tendrán acceso a energía a una fracción del costo del gas importado”, afirmó el ministro.

Además, el funcionario destacó que la iniciativa representa un punto de inflexión, ya que el financiamiento y la contratación de la obra estarán a cargo del sector privado, que luego comercializará la capacidad adicional a otros actores del mercado.

Un cambio de paradigma

El esquema aprobado bajo el RIGI introduce un modelo en el que las empresas privadas asumen el riesgo y la inversión en infraestructura, desplazando el rol histórico del Estado como principal financiador de este tipo de desarrollos.

En ese sentido, Caputo remarcó que se trata del primer proyecto de transporte de gas en más de dos décadas que se ejecuta bajo este esquema, lo que podría abrir la puerta a nuevas iniciativas similares en el sector energético.

El ministro también precisó que, con esta aprobación, ya son 14 los proyectos avalados dentro del régimen, con inversiones acumuladas por 28.000 millones de dólares, mientras que otras 26 iniciativas continúan en evaluación.

La planta compresora Salliqueló dará alivio al transporte del gas de Vaca Muerta.

Fuerte respaldo del mercado a la expansión del sistema

En paralelo, la iniciativa de ampliación del gasoducto impulsada por TGS ya mostró un fuerte respaldo de los productores de gas, quienes manifestaron su interés en asegurar capacidad de transporte para evacuar la producción incremental de la Cuenca Neuquina.

Durante el evento Vaca Muerta Insights, el CEO de la compañía, Oscar Sardi, reveló que las ofertas recibidas superaron ampliamente las expectativas iniciales, alcanzando pedidos en firme por más de 32 millones de metros cúbicos diarios.

Este volumen triplica la capacidad que se prevé licitar en una primera etapa, lo que evidencia la urgencia del sector por contar con mayor infraestructura de evacuación ante el crecimiento sostenido de la producción no convencional.

Plazos exigentes y nuevas etapas regulatorias

El proyecto cuenta con un cronograma de ejecución agresivo, estimado en 18 meses, con el objetivo de que la ampliación esté operativa antes del invierno de 2027, considerado un período crítico para el abastecimiento energético.

Como próximo paso, se prevé la realización de un Open Season por 14 millones de metros cúbicos diarios, una vez que se complete el reordenamiento contractual entre actores clave como Enarsa, Cammesa y las distribuidoras.

Este proceso permitirá asignar formalmente la capacidad de transporte disponible y consolidar los compromisos de largo plazo necesarios para garantizar la viabilidad económica de la obra.