En esta nota, procuraremos sintetizar la situación del abastecimiento de gas natural destinado a la demanda nacional, considerando las acciones, tanto las ejecutadas como las propuestas, que tienen como principales protagonistas a las dos licenciatarias del sistema de transporte de gas natural.
Por Charles Massano
Transportadora de Gas del Sur, SA -TGS-
TGS terminó capitalizando las rentas generadas por el negocio —en un proceso de naturaleza estrictamente económica, ajeno a consideraciones políticas y, por lo demás, característico de emprendimientos privados exitosos— derivadas de la expansión de la capacidad de transporte de su sistema, posibilitada por la construcción del sistema Perito Francisco Pascasio Moreno, entre Tratayén y Salliqueló (GPM). Ello fue posible mediante una inversión superior a los US$ 700 millones en su propia red, actualmente en ejecución, y la utilización de una herramienta administrativa heredada de otro contexto y de otras circunstancias: el Régimen de Iniciativa Privada (RIP).
La Ley N.º 24.076 —modificada por la Ley N.º 27.742— y su normativa reglamentaria contemplan la posibilidad de que particulares o usuarios efectúen aportes de inversión sobre los sistemas de transporte y distribución de gas natural por redes operados por empresas privadas licenciatarias, con el objeto de que dicho esfuerzo económico se traduzca en su incorporación al servicio regulado o en la ampliación y/o extensión del vínculo físico de suministro ya existente.
Este mecanismo se encuentra previsto en el artículo 16 de la citada ley y actualmente reglamentado por la Resolución del ex ENARGAS N.º 435/2026, en concordancia con las disposiciones contenidas en el Anexo I del Decreto N.º 1738/1992 (texto actualizado).
En tales supuestos, la prestadora privada que incorpora esos activos y amplía su negocio de esta manera, debe aportar a la inversión o compensar al usuario con el monto o su equivalente en servicio, correspondiente al valor económico de ese nuevo negocio regulado.
Por otra parte, las disposiciones de la Ley N.º 24.076 permiten la coexistencia entre el régimen histórico de concesiones de transporte previsto en la Ley N.º 17.319 —actualizada por la Ley N.º 27.742— y el sistema de prestación regulada a cargo de licenciatarias privadas. De hecho, el sistema GPM es una concesión de transporte, circunstancia que podría explicar la utilización del Régimen de Iniciativa Privada (RIP) en lugar del mecanismo contemplado en el artículo 16 de la Ley N.º 24.076.
No obstante, TGS también habría podido recurrir al régimen previsto el Artículo 16, tal como lo hizo en otras oportunidades, convocando a un concurso abierto para que los interesados en contratar nueva capacidad de transporte sobre su sistema —incluida aquella que TGS eventualmente tomara “en alquiler” de ENARSA sobre el sistema GPM— se presentaran en los términos de esa convocatoria.
De haberse seguido ese camino, las retribuciones al uso y disponibilidad la nueva capacidad, habrían quedado circunscriptas a la tarifa regulada y a los aportes exigidos a los usuarios hasta compensar las eventuales diferencias entre la inversión requerida y el valor económico del negocio incorporado. En tal escenario, la relación entre ENARSA y TGS habría quedado regida exclusivamente por los acuerdos celebrados entre ambas partes.
TGS optó, sin embargo, por encuadrar su iniciativa en el Régimen de Iniciativa Privada (RIP) previsto en la Ley N.º 17.520 —también modificada, entre otras normas, por la Ley N.º 27.742—, conforme a las disposiciones del Decreto N.º 1060/2024 y su normativa complementaria. Bajo este esquema, la contraprestación por los servicios contratados sobre la capacidad incorporada por TGS al sistema GPM surgirá de la propuesta formulada por la propia empresa y aceptada por los interesados. Se trata, por lo tanto, de un precio determinado contractualmente entre las partes y no de una tarifa regulada. Asimismo, dicha propuesta otorgaba prioridad a aquellos interesados que anticiparan el pago de ese precio.
En consecuencia, los usuarios abonarán una retribución resultante de la combinación ponderada entre la tarifa autorizada al titular del sistema GPM (ENARSA) y el precio acordado para la capacidad incorporada mediante la expansión ejecutada al amparo de las disposiciones vigentes de la Ley N.º 17.520. Los ponderadores de esa tarifa media estarán dados por los volúmenes de capacidad preexistente y adicional del sistema GPM, a los que deberán añadirse los cargos correspondientes a los servicios regulados que TGS les preste a través del sistema de transporte que opera bajo licencia.
En estas condiciones, se incorporarán al servicio más de 14 MMm³/día de capacidad destinada al transporte de gas desde Neuquén hacia las áreas de Buenos Aires (BA) y Gran Buenos Aires (GBA), junto con la posibilidad de entregar al sistema de TGN hasta 5,4 MMm³/día mediante la utilización del bypass Mercedes–Cardales (M-C), según surge de la exposición realizada por TGS en la jornada convocada por ACIGRA el 30 de mayo de 2026. A su vez, una parte de la capacidad ya disponible como resultado de la puesta en operación del sistema GPM se destinó, a partir del 1.º de mayo pasado, a sustituir volúmenes correspondientes a contratos de transporte que las distribuidoras Metrogas y Naturgy BAN recibían de TGN sobre el sistema GN.
Las nuevas obras proyectadas por TGS podrían encontrarse operativas durante el tercer trimestre de 2027, e incluso con anterioridad a esa fecha.
Transportadora de Gas del Norte, SA -TGN-
En la jornada del 30 de mayo, TGN no presentó proyectos concretos de ampliación de su sistema de transporte desde Neuquén —cabe recordar que la reversión del Gasoducto Norte (GN) fue contratada por ENARSA—, aunque sí mencionó la posibilidad de desarrollar un ducto de aproximadamente 750 kilómetros entre Tratayén y La Carlota (LC), estación compresora perteneciente a su sistema Centro Oeste (GCO). De concretarse, esa vinculación permitiría incorporar hasta 20 MMm³/d de capacidad destinados tanto al abastecimiento del mercado interno como a la exportación, con destino al norte del país y a los mercados ubicados aguas abajo de La Carlota.
No obstante, el 10 de junio[1], durante un evento organizado por una publicación especializada, TGN señaló que prevé comunicar hacia fines de este año una decisión final de inversión (Final Investment Decision – FID) respecto de dicho proyecto. Asimismo, informó que, en las condiciones actuales de operación, el sistema GN permite inyectar hasta 15 MMm³/d desde Tío Pujio con destino a los mercados ubicados al norte de ese punto.
Recordemos aquí lo que en su momento dijimos en el anuario 2025 de Energía y Negocios:
“El Gasoducto Centro Oeste (GCO) presenta una notoria falta de capacidad desde la conexión entre las compresoras de La Carlota (GCO) y Tío Pujio (Gasoducto Norte). La reversión parcial del Norte desvió unos 8 MMm3/d desde el GCO hacia ese sistema. Ampliar el tramo Beazley–La Carlota permitiría incorporar cerca de 15 MMm3/d adicionales aguas abajo de Beazley. Hoy esos volúmenes pueden impulsarse desde La Mora hasta Beazley gracias a la demanda de exportación a Chile vía GasAndes. Sólo una mayor disponibilidad de gas justificaría nuevas expansiones”...
“TGN ha dejado entrever su preferencia por construir un nuevo tramo entre Tratayén (o Chacharramendi) y La Carlota (T–LC) en lugar de ampliar Beazley–La Carlota (B–LC). Aunque más costosa, la obra T–LC facilitaría exportaciones a Brasil, sea completando el sistema TGM hasta Porto Alegre (unos 600 km) o utilizando la red boliviana, que requeriría obras de reversión. Estas inversiones adicionales en Bolivia y Brasil reducirían la competitividad exportadora, salvo que el mercado argentino absorbiera parte de los costos a cambio de capacidad adicional —incluyendo el Proyecto Vicuña de TGN para abastecer a las mineras de litio de Salta—.
Habrá que evaluar los números con detenimiento. Pero, en una primera aproximación, para el mercado argentino la alternativa más eficiente sigue siendo expandir Beazley–La Carlota en el GCO, bajo jurisdicción regulada.” https://www.energiaynegocios.com.ar/anuario-2025/.
Es cierto que la asignación de la capacidad disponible entre la cabecera del sistema GCO y La Mora al abastecimiento del mercado interno impediría, en las condiciones actuales, realizar exportaciones firmes hacia Chile a través del sistema GasAndes. Para que ambos mercados pudieran ser atendidos simultáneamente bajo esa modalidad, y además de la expansión entre Tratayén y La Carlota, TGN debería incrementar la capacidad de transporte del sistema GCO entre su cabecera y la planta compresora La Mora en un volumen adicional de entre 12 y 15 MMm³/d.
Por otra parte, una publicación especializada señala que el gasoducto proyectado por TGN tendría una extensión aproximada de 750 kilómetros y demandaría una inversión estimada en US$ 1.600 millones. Sin embargo, estimaciones citadas por OLADE elevan ese monto inicial a alrededor de US$ 2.000 millones.[2]
Otra publicación[3] recuerda que, en noviembre de 2024, el Gobierno inauguró la reversión del Gasoducto Norte, obra contratada por ENARSA. El proyecto comprendió la construcción de un gasoducto de 122,8 kilómetros destinado a interconectar los sistemas Centro Oeste y Norte entre La Carlota y Tío Pujio, así como la incorporación de 62 kilómetros de loops al norte de la Planta Compresora Tío Pujio, sobre el Gasoducto Norte.
Según la misma fuente, la adecuación de las plantas compresoras del sistema GN continúa “virtualmente paralizada” como consecuencia de un conflicto con la contratista Esuco. Por el momento, dicha demora no tendría efectos operativos concretos, dado que la capacidad de transporte disponible para incrementar los envíos de gas desde Neuquén hacia el norte del país a través del sistema GCO sigue siendo insuficiente. No obstante, la publicación advierte que, una vez concluida la ampliación del sistema GPM encarada por TGS, quedará en evidencia el cuello de botella asociado a la falta de avances en esas obras complementarias.
La misma publicación también señala que el contrato para la adecuación de cuatro plantas compresoras del sistema GN —Lavalle, Lumbreras, Deán Funes y Ferreyra— fue suscripto en abril de 2024. Conforme al cronograma original, las obras debían completarse entre marzo y junio de 2025. Sin embargo, durante el segundo semestre del año pasado, Esuco —contratista de ENARSA— suspendió los trabajos reclamando por incumplimientos en los pagos. Hacia fines de octubre de 2025, la empresa habría reclamado una deuda de 31.000 millones de pesos sobre un total contractual de 42.000 millones, correspondiente tanto a la adecuación de esas cuatro plantas compresoras como a las intervenciones realizadas en las estaciones compresoras de Mercedes —cabecera del bypass Mercedes–Cardales y punto terminal de los tramos finales de TGS— y Salliqueló, sobre el sistema GPM, ambas obras concluidas en 2024.
De acuerdo con la información disponible, las plantas compresoras de Ferreyra y Deán Funes ya se encontrarían terminadas y permitirían revertir hasta 15 MMm³/d. Así lo habría confirmado TGN durante el evento organizado por esa misma publicación especializada el 10 de junio del corriente año.
No conocemos, sin embargo, el monto de inversión que TGN comprometió o ya ha destinado específicamente a la reversión del sistema GN.
Hasta la fecha, entonces:
- Las obras de reversión del GN (operado por y licenciado a TGN) contratadas por ENARSA están paralizadas. Su finalización serviría para mover entre 15 y 23 MMm3/d de gas proveniente de Neuquén y hacia el Norte en ese sistema, una vez que TGS concluya sus ampliaciones sobre los sistemas de sus Tramos Finales y el GPM y que se expanda la capacidad de TGN para llevar más gas hasta LC. Los cálculos del comitente estiman que el volumen que estará disponible para subir gas hacia el Norte sobre el sistema GN, desde TP y el nodo San Jerónimo [SJ], podría alcanzar los 19 MMm3/d, cuando todas las obras de reversión sobre el sistema GN estén a servicio. Según TGN, a la fecha, y si el caudal estuviese disponible en LC, el GN puede movilizar unos 15 MMm3/d de Sur a Norte.
- La capacidad adicional que efectivamente aportaría TGS sobre el sistema GN para transportar gas proveniente de Neuquén alcanzaría a lo sumo 5,4 MMm3 adicionales, utilizando el bypass Mercedes-Cardales, y pasando por el nodo SJ en el sistema de TGN.
- Si no se expande el sistema GCO (de TGN) entre B y LC, sólo la construcción del sistema T-LC podría aportar los, al menos, 10 MMm3/d que faltarán para completar la inyección al GN (de un mínimo de15 MMm3/d) con gas de Neuquén (utilizando el bypass LC-TP).
Por lo tanto, las soluciones a esta situación serían que:
- TGN logre la FID hacia fin de año, sobre una obra (T-LC) que, según explicó en el evento del 10 de Junio pasado, necesitaría un mínimos de 13 MMm3/d de demanda de capacidad para hacer viable una primer etapa (capaz de transportar unos 15 MMm3/d). O que;
- eventuales acciones regulatorias (improbables -no imposibles-, en la era de la iniciativa privada) la obliguen a acometer una expansión del tramo B-LC sobre el GCO, financiada por el sistema de expansiones y extensiones de sistemas regulados enmarcado en el Art. 16 de la Ley 24.076. Pero, y si esta fuese la opción que finalmente prevaleciera, su posibilidad de incorporar capacidad a ser utilizada para exportar gas a Brasil no resulta evidente. Y salvo que se expandiera la capacidad desde la cabecera del GCO y hasta La Mora, también las exportaciones firmes a Chile (capacidad firme, el gas es otro asunto) se verían condicionadas por la dedicación al mercado interno de la capacidad existente entre cabecera del GCO y La Mora.
El siguiente recorte del mapa esquemático del ex ENARGAS que expone parte del sistema de transporte de gas, tiene señalados con elipses o línea de puntos las partes del sistema de gasoductos que hemos mencionado.
Fuente: https://www.enargas.gob.ar/secciones/informacion-geografica/Mapas/SistTranspDistrib/Transporte.pdf
1: Tramo Beazley-La Carlota del sistema GCO.
2: Bypass La Carlota (Sistema GCO) – Tío Pujio (Sistema GN).
3: Bypass Mercedes (Tramos Finales de TGS) – Cardales (Tramos Finales TGN).
4: Sistema Gasoducto Perito Francisco P Moreno (GPM).
5: Planta compresora Ordoqui.
6: Proyecto de TGN, Gasoducto Tratayén – La Carlota.
7: Tramo Cabecera – La Mora del sistema GCO.
Implicancias y Repercusiones
La insuficiencia de, al menos, 10 MMm³/d de gas para completar la capacidad de inyección prevista sobre el Gasoducto Norte revertido contribuye a que la paralización de las obras en las plantas compresoras de ese sistema luzca, por el momento, como un factor de escasa relevancia operativa.
Por otra parte, CAMMESA expuso, durante la misma jornada organizada por ACIGRA antes mencionada, que el sistema de transporte eléctrico operado por Transener no dispone actualmente de capacidad suficiente para evacuar la totalidad de la energía que podría generarse a partir de la potencia excedente disponible en las regiones de Cuyo y Patagonia Norte, con destino a los mercados ubicados al Norte y al Este de dichas áreas.
Fuente: Facsímil de un slide de la exposición de CAMMESA el 30/05/2026 en la jornada convocada por ACIGRA
De este modo, las limitaciones que afectan tanto al sistema de transporte de gas natural como al de transmisión eléctrica en alta tensión presentan, en términos generales, una coincidencia geográfica significativa y se traducen en déficits energéticos sobre las mismas regiones del país: aquellas que concentran la mayor demanda y la mayor cantidad de usuarios.
Entendemos que, al menos por el momento, resulta difícil imaginar una superación de esta situación —y, en particular, de las restricciones financieras, de planificación y de plazos que la caracterizan— sin acciones regulatorias y de política energética. Más aún si se tiene en cuenta que ya se han realizado importantes inversiones sobre el sistema del Gasoducto Norte que, en las condiciones actuales, no están siendo plenamente aprovechadas.
Sin embargo, en caso de que TGN lograra concretar la decisión final de inversión (FID) correspondiente al proyecto Tratayén–La Carlota, podría abrirse una vía de solución a estas limitaciones (y por ahora sólo sobre el sistema de gasoductos). En tal escenario, el impulso no provendría principalmente de nuevas acciones regulatorias, sino, una vez más, de un proceso privado de decisiones de inversión y negocios. Con todo, por ahora sólo se dispone de anuncios relativos a procesos que, cabe presumir, han requerido esfuerzos financieros relevantes y la asunción de riesgos empresariales por parte de TGN.
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