El crecimiento de Vaca Muerta no depende solo de cuánto se perfora. Depende también de si hay infraestructura suficiente para mover lo que se produce. Ese fue el eje del panel de CEOs del sector de transporte y logística en la AOG Patagonia 2026, donde Horacio Pizarro de TGN, el CEO de TGS y Ricardo Hösel de Oldelval presentaron los proyectos que van a sostener -o limitar- el desarrollo de la cuenca en la próxima década.
El gasoducto que conecta Vaca Muerta con el resto del país
TGN trabaja en el proyecto de mayor envergadura que presentó el panel. El gasoducto Manuel Belgrano unirá Tratayén, en Neuquén, con La Carlota, en el sur de Córdoba, a lo largo de 750 kilómetros. La capacidad inicial será de 13 millones de metros cúbicos diarios, con una planta compresora de cabecera en Tratayén. La inversión ronda los 1.500 millones de dólares y la fecha estimada de entrada en operación es abril de 2029.
La Carlota funciona como un hub de distribución desde donde el gas puede llegar al litoral, al Gran Buenos Aires y al norte del país. Pizarro explicó que hay centrales eléctricas en el litoral que hoy no tienen transporte firme contratado durante todo el año y que se vieron obligadas a quemar líquidos en invierno. Con el nuevo gasoducto, eso cambia: esas centrales podrán contratar gas a lo largo de todo el año, lo que a su vez bajará el costo marginal de generación eléctrica en Argentina.
En paralelo, TGN avanza en la reversión del gasoducto norte, para llevarlo de 15 a 29 millones de metros cúbicos diarios. El flujo de gas ya no viene de Bolivia -que pasó de 60 a 25 millones de metros cúbicos diarios en la última década- sino de Neuquén hacia el norte. Una vez que el Manuel Belgrano esté operativo, la empresa también planea activar el gasoducto GALA, un trazado de cerca de 200 kilómetros que conectará el sistema existente con los yacimientos de litio de La Puna, donde varias mineras ya operan y demandan energía.
La obra que libera el gas rico
TGS tiene su propio proyecto estructural y esta semana recibió una señal clave: el Gobierno Nacional le asignó el RIGI para su planta de separación de líquidos, una obra de más de 3.000 millones de dólares que la empresa viene planificando desde hace años. La noticia llegó en un momento decisivo, cuando la empresa está en pleno proceso de financiamiento.
El proyecto tiene cinco componentes. Primero, un gasoducto que separará el gas húmedo del gas seco dentro de la cuenca. Luego, la ampliación de la planta de acondicionamiento para llegar a procesar 43 millones de metros cúbicos diarios de gas de alta carga calórica. El gas seco resultante ingresará al sistema de transporte regulado, mientras que los líquidos -una mezcla de propano, butano y gasolina- viajarán por un poliducto de 570 kilómetros hasta Bahía Blanca, donde habrá una planta de fraccionamiento, almacenamiento y acceso al puerto para exportación. La producción generará ingresos de exportación por más de 1.200 millones de dólares anuales y demandará 4.000 empleos directos y 15.000 indirectos durante su construcción y operación en cuatro provincias.
La urgencia del proyecto no es solo comercial. Si el gas húmedo sigue entrando a los gasoductos sin tratamiento previo, el sistema de transporte no tendrá capacidad para seguir absorbiendo el crecimiento de producción. La separación de líquidos es, en ese sentido, una condición para que Vaca Muerta pueda seguir escalando.
Antes de eso, TGS también tiene compromisos más inmediatos. La expansión del gasoducto Perito Moreno, adjudicada en el marco de la iniciativa privada bajo la ley 27.319, debe estar operativa el 1 de mayo del año que viene. La obra suma 14 millones de metros cúbicos diarios en Salliqueló, de los cuales 12 millones se destinarán a GBA y el litoral y 2 millones quedarán en Bahía Blanca. El 100% de la capacidad ya fue vendida con prepago, y hay otros 4,5 millones adicionales prácticamente cerrados para abastecer las plantas de urea que están en construcción en esa ciudad.
El crudo también necesita más espacio
En el lado del petróleo, Oldelval opera el sistema de transporte que hoy mueve entre 750.000 y 800.000 barriles diarios, el equivalente a lo que produce la cuenca. Para fines de año, ese número se acercará a los 800.000 barriles. Pero el crecimiento proyectado de productores como Pluspetrol, Tecpetrol y otros en el llamado Hub Norte -Bajo del Choique, Los Toldos, La Calera, La Escalonada- exige más capacidad de evacuación aguas arriba de Allen.
Para eso está el Duplicar Norte: 200 kilómetros de nuevo oleoducto, una inversión de 400 millones de dólares y capacidad para sumar 200.000 barriles diarios al sistema. La primera entrega de capacidad llegará en diciembre y la habilitación definitiva está prevista para febrero de 2027. Hösel reconoció que, vistas las proyecciones de producción que mencionaron los operadores del Hub Norte durante el mismo panel, esa capacidad podría quedarse corta. La empresa ya trabaja en una nueva ampliación para alrededor de 2029, que estará coordinada con la entrada en operación de la planta de separación de líquidos de TGS.
Con el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) sumándose al sistema hacia 2027, la capacidad total de evacuación de crudo de la cuenca llegará a cerca de un millón y medio de barriles diarios hacia 2030 o 2031. Hösel proyectó que la cuenca puede crecer entre 150.000 y 180.000 barriles por año si no encuentra restricciones de transporte, una cifra que coincide con las proyecciones que Horacio Marín había presentado el día anterior.
