La transportadora analiza un proyecto que uniría Neuquén con el sur de Córdoba a través de un ducto troncal pensado para transportar unos 20 millones de metros cúbicos diarios. Esa conexión permitiría vincular el shale neuquino con el nodo de La Carlota y, desde allí, aprovechar el Gasoducto de Integración Federal para abastecer al norte argentino y liberar capacidad rumbo a Brasil. La obra es presentada como una alternativa necesaria ante la saturación del Perito Moreno y del Centro Oeste, que funcionan al límite.
Mientras la infraestructura estructural todavía falta, el sistema exportador argentino opera en su máxima capacidad. El gas de Vaca Muerta está llegando a distintas zonas de Chile, a Brasil vía Bolivia y a Uruguay, con todos los gasoductos de exportación activos, salvo el enlace con Uruguayana. El escenario actual representa un avance notable respecto de años anteriores, pero aún insuficiente para cerrar acuerdos firmes con el mayor mercado de la región.
TGN también estudia alternativas con menor capacidad —10 o 15 millones de metros cúbicos diarios— que reduzcan la inversión inicial y faciliten la viabilidad del proyecto. La apuesta responde al creciente interés de Brasil por diversificar su matriz energética y sustituir el gas boliviano, que viene retrocediendo por la caída de la producción y la falta de inversiones.
Desde finales de octubre, la Argentina retomó envíos a Brasil por encima de los 300.000 metros cúbicos diarios, pero esa cifra está muy lejos del potencial real. La demanda estimada del sur brasilero supera los 15 millones de metros cúbicos diarios, aunque para llegar a esos niveles se requiere una nueva obra que garantice volúmenes firmes, previsibilidad y contratos a largo plazo.
El financiamiento de un gasoducto de US$ 2.000 millones no dependerá únicamente del apetito brasilero. El verdadero disparador, según la propia TGN, será la demanda local, especialmente la de las centrales termoeléctricas, que deberían estar en condiciones regulatorias de tomar capacidad firme por más de 15 años para habilitar la ingeniería financiera del proyecto. Se trata de un cambio clave en las reglas del mercado eléctrico que todavía está pendiente.
Las rutas posibles para llegar a Brasil abren un debate técnico y político. La opción más natural es atravesar Bolivia aprovechando ductos amortizados, pero los costos exigidos por el país vecino —US$ 1,9 por millón de BTU para un uso de infraestructura de más de 25 años— cuadruplican las tarifas argentinas, lo que vuelve difícil cualquier acuerdo competitivo. Por esta razón, la alternativa paraguaya empezó a ganar lugar: no solo permitiría llegar al sur de Brasil, sino que Paraguay tiene interés propio en consumir gas para generación térmica y para futuras plantas de fertilizantes, lo que podría viabilizar inversiones conjuntas.
También se evalúa cerrar un anillo entre Uruguayana y Porto Alegre, opción más costosa pero menos dependiente de negociaciones complejas con terceros países. Cualquiera de estos caminos demandará coordinación con gobiernos vecinos, salvo el boliviano, que ya cuenta con infraestructura operativa pero con una tarifa considerada demasiado alta por el sector.
A pesar de los desafíos técnicos y regulatorios, hay optimismo dentro de la industria. Si los generadores locales acceden a contratar transporte firme y se ordena el marco regulatorio, el proyecto podría iniciar en un plazo de seis a ocho meses. El gas está, la demanda también y las exportaciones estacionales funcionan a pleno. El desafío ahora es construir la infraestructura que convierta a Vaca Muerta en proveedor permanente del mayor mercado energético de Sudamérica.
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