En el tablero de los grandes negocios energéticos argentinos emerge un proyecto de alcance continental que promete reconfigurar las cadenas de suministro de combustibles en la región. Se trata de la construcción de un gasoducto de más de setecientos kilómetros que uniría territorios productivos del sur con zonas consumidoras del centro del país, un tendido que representaría una inversión superior a los mil seiscientos millones de dólares y que podría estar operativo en los últimos meses del 2028. Detrás de esta iniciativa se encuentran dos de los empresarios más influyentes del sector energético: uno proveniente de la siderurgia y construcción, otro del sector aeroportuario y financiero. La importancia radica en que este corredor energético no solo reforzaría la seguridad de suministro local, sino que abriría oportunidades comerciales con países vecinos y permitiría monetizar mejor los recursos gasíferos de Vaca Muerta, la formación geológica que concentra la segunda mayor reserva de gas no convencional del planeta.
El trazado y sus múltiples funciones estratégicas
El recorrido del ducto iría desde Tratayén, en la provincia de Neuquén, hasta La Carlota, en Córdoba, atravesando terrenos variables y conectándose con infraestructura ya existente. Una vez finalizado, esta arteria de transporte podría conducir aproximadamente trece millones de metros cúbicos de gas diarios, una volumen considerable que serviría para distintos propósitos simultáneamente. En primer lugar, permitiría sustituir importaciones de combustibles líquidos como el gasoil y el fuel oil que actualmente alimentan plantas termoeléctricas en diversas regiones. En segundo término, facilitaría el abastecimiento de las operaciones mineras dedicadas a la extracción de litio, mineral estratégico cuya demanda crece exponencialmente en el contexto mundial de transición energética. Un tercer objetivo, tal vez el más ambicioso, apunta a convertir a la Argentina en exportadora de gas hacia Brasil, un mercado de casi doscientos treinta millones de habitantes donde coexisten momentos de demanda eléctrica elevada con la vulnerabilidad de depender casi exclusivamente de fuentes hidroeléctricas, susceptibles a variaciones climáticas.
La infraestructura también se articularía con redes existentes: el Gasoducto de Integración Federal, que actualmente llega hasta Tío Pujío en Córdoba, y el Gasoducto Norte, cuyas plantas compresoras aún requieren trabajo de reversión para optimizar su funcionamiento. De esta manera, el nuevo ducto no sería una obra aislada sino un eslabón que completa y potencia un sistema de transporte de gas natural pensado a escala del Cono Sur. La perspectiva es regional: Bolivia podría jugar un rol crucial al permitir que el gas argentino transite por su territorio hacia los mercados brasileños, configurando así una integración energética multinacional sin precedentes en la región.
La compleja ecuación de viabilidad económica
Aunque la necesidad técnica del proyecto parece clara entre los actores del sector productivo, su materialización enfrenta desafíos de consideración. Los estudios realizados por organismos multinacionales de desarrollo estimaron costos iniciales cercanos a los dos mil millones de dólares, con ampliaciones futuras que podrían alcanzar otros mil cuatrocientos millones. Sin embargo, evaluaciones más recientes del mercado sugieren que los inversores privados podrían destinar menos recursos, en torno a los mil seiscientos millones, aunque esto dependería de optimizaciones en el diseño y la ejecución. La responsabilidad operativa recaería en Transportadora de Gas del Norte (TGN), una empresa controlada mediante una asociación entre dos grupos empresariales de peso: Tecpetrol, que forma parte del conglomerado de Techint, y la Compañía General de Combustibles, perteneciente a la Corporación América. Esta estructura accionaria garantiza que detrás del proyecto hay capacidad de gestión y recursos significativos, aunque también refleja las concentraciones de poder que caracterizan al sector energético argentino.
La financiación representa un obstáculo mayor. Se prevé que organismos de crédito multilaterales, específicamente el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe, podría aportar fondos, pero esto requeriría aprobaciones y negociaciones que toman tiempo. Paralelamente, la empresa necesitaría asegurar que el Gobierno nacional otorgue la extensión por dos décadas de su licencia operativa para transportar gas natural en el norte del país. Sin esta renovación legal, ninguna inversión de largo plazo resultaría viable. La consecuencia: la decisión final de invertir no podría materializarse hasta finales de este año, comprimiendo los tiempos para comenzar construcción si efectivamente se espera que la obra esté en servicio en los últimos meses de 2028.
El dilema de la demanda internacional
Uno de los puntos más complejos del proyecto radica en conseguir compradores firmes de gas natural, especialmente en el mercado brasileño. A diferencia de países con sectores industriales que demandan combustible constantemente, Brasil depende de manera predominante de energía hidroeléctrica, lo que reduce naturalmente su consumo de gas. Para que una industria brasileña asuma el compromiso de adquirir gas argentino a largo plazo, necesitaría encontrar ventajas económicas claras, tales como cubrir riesgos derivados de sequías prolongadas que corten el suministro de agua para las represas, o asegurar que el costo final del gas resulte inferior al de alternativas como el gas natural licuado importado desde otras regiones del planeta. Los estudios técnicos internacionales determinaron que el gas argentino debería alcanzar valores de siete dólares por millón de unidades térmicas británicas al llegar a la frontera entre Bolivia y Brasil, y no más de diez dólares en el cinturón industrial de San Pablo, para que la operación fuese económicamente atractiva. Estos números no constituyen caprichos de analistas sino referencias de mercado que reflejan la competencia global del commodity energético.
Lograr estos precios exige negociaciones adicionales con Bolivia, cuya infraestructura de transporte sería fundamental para que el gas cruce su territorio. El peaje o tarifa que Bolivia cobre por permitir este flujo debe ser "barato y estable", según las evaluaciones disponibles, un requisito que introduce otra variable política en ecuación ya compleja. No es lo mismo construir un ducto propio en territorio nacional que depender de la buena voluntad y estabilidad regulatoria de otros países para que el negocio prospere.
Los actores empresariales y sus intereses convergentes
Detrás de este proyecto convergen intereses de varios actores privados que ven en Vaca Muerta no solo un yacimiento de gas para exportación en forma licuada —el negocio que comenzará en 2027—, sino también oportunidades de negocios en infraestructura de transporte terrestre. Las productoras de gas, incluyendo Tecpetrol, Pluspetrol y TotalEnergies, tienen incentivos claros para que exista una vía hacia mercados regionales, diversificando así sus oportunidades de venta. Las constructoras Techint y Sacde, la última perteneciente a la familia Mindlin, ven en proyectos de esta envergadura oportunidades de empleo significativo en obra civil. Para estos actores empresariales, el tendido de un gasoducto representa decenas de millones en facturación, empleo temporal en zonas de construcción, y posibilidades de mantenimiento y operación a futuro.
Desde la perspectiva de un empresario como Paolo Rocca, propietario de Techint, la participación en infraestructura energética tiene sentido especialmente después de que su grupo no resultó seleccionado en anteriores licitaciones vinculadas al proyecto de gas licuado. En ese contexto, la exportación de gas regional a través de gasoductos representa un terreno donde Tecpetrol y sus asociados pueden volver a competir y capturar valor. Las constructoras que participen en la obra, a su vez, accederán a volúmenes de trabajo que puede extenderse a lo largo de dieciocho meses o más, generando encadenamientos con proveedores de materiales y servicios.
Implicancias y escenarios posibles
Si el proyecto avanza, las consecuencias se desplegarían en múltiples direcciones. Desde una óptica de seguridad energética nacional, un gasoducto operativo en 2028 permitiría reducir importaciones de combustibles fósiles líquidos, aliviando presión sobre las reservas de divisas y disminuyendo dependencias de proveedores externos. Para las economías regionales del norte argentino, especialmente aquellas vinculadas a minería de litio, representaría acceso a energía más barata y confiable que alternativas diesel. La industria brasileña, por su parte, ganaría opciones de diversificación energética sin abandonar su estructura hidroeléctrica predominante, lo que tendría impacto en competitividad de exportadores manufactureros en ese país.
Sin embargo, múltiples incertidumbres rodean la materialización del proyecto. La obtención de financiamiento podría demorarse más allá de lo estimado. La negociación de demanda firme con Brasil enfrenta obstáculos propios de la geografía política y los cambios de gobiernos. La renovación de licencias regulatorias no está garantizada. El costo final de construcción podría variar significativamente en función de condiciones geológicas, variación de precios de materiales y otros factores propios de obras de infraestructura. Existe además el riesgo de que cambios en precios internacionales de combustibles alteren el atractivo económico del proyecto, o que avances en tecnologías alternativas de energía reduzcan demanda de gas en horizontes más amplios. La convergencia de intereses privados, aunque fuerte, no elimina la dependencia de decisiones de organismos públicos y de dinámicas de mercado internacional sobre las cuales los actores locales tienen control limitado.
