TGN busca incorporar al RIGI el Gasoducto Manuel Belgrano

Transportadora de Gas del Norte solicitará al Ministerio de Economía la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones del Gasoducto Manuel Belgrano, una obra de 753 kilómetros que demandaría USD 2.200 millones entre el tendido troncal y las ampliaciones complementarias del sistema existente. El proyecto busca aumentar el abastecimiento interno, reducir importaciones de combustibles y convertir parte del gas de Vaca Muerta en una fuente de exportaciones regionales.

Transportadora de Gas del Norte (TGN) prepara la presentación formal del Gasoducto Manuel Belgrano ante el Ministerio de Economía para solicitar su incorporación al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La iniciativa se encuentra entre los proyectos de infraestructura energética de mayor escala vinculados con Vaca Muerta y apunta a modificar el mapa de transporte de gas natural en la Argentina.

Según Fuente original, la información se basa en TGN pide la adhesión al RIGI para el Gasoducto Manuel Belgrano, la obra de USD 2.200 millones que busca sacar el gas de Vaca Muerta al norte.

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De acuerdo con la información difundida originalmente por GlobalPorts, el ducto uniría Tratayén, en la provincia de Neuquén, con La Carlota, en Córdoba. El trazado atravesaría también Río Negro, La Pampa y San Luis, y tendría una extensión aproximada de 753 kilómetros. La fecha de entrada en operación proyectada es abril de 2029, aunque el avance dependerá de la aprobación regulatoria, la estructuración financiera y la asignación de capacidad.

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El proyecto no consiste únicamente en construir un nuevo caño entre la cuenca neuquina y el centro del país. Su diseño contempla además intervenciones sobre el sistema existente de TGN, necesarias para que el gas producido en Vaca Muerta pueda desplazarse hacia las provincias del centro, el norte y el litoral, y posteriormente alcanzar mercados regionales. Por ese motivo, la inversión total estimada asciende a USD 2.200 millones, frente a los USD 1.500 millones calculados para el tramo troncal.

TGN busca incorporar RIGI Gasoducto: Un nuevo corredor para sacar el gas neuquino hacia el centro y el norte

La ubicación de Tratayén no es accidental. En ese punto se concentra buena parte de la conexión de Vaca Muerta con la infraestructura nacional de transporte. El desafío consiste en ampliar la capacidad disponible para que el crecimiento de la producción no quede limitado por la falta de ductos, compresión o capacidad de evacuación.

El Gasoducto Manuel Belgrano propone trasladar ese volumen hacia La Carlota, un nodo estratégico para articular el sistema central con otras regiones. Desde allí, el gas podría alimentar consumos industriales y de generación eléctrica, además de avanzar hacia el norte argentino mediante la reversión de capacidades existentes. El proyecto, por lo tanto, combina una función de abastecimiento interno con una posible salida exportadora.

La capacidad inicial prevista sería de 13 millones de metros cúbicos diarios. Esa magnitud permitiría atender una parte del déficit que suele presentarse durante los meses de mayor demanda, cuando los hogares, las industrias y las centrales eléctricas compiten por un recurso limitado. En esos períodos, la Argentina debe recurrir a combustibles líquidos o a importaciones de gas para sostener el suministro.

La obra se inscribe en un proceso más amplio de expansión de la infraestructura energética nacional. La producción de Vaca Muerta aumentó el potencial gasífero del país, pero ese potencial necesita redes capaces de conectar la oferta neuquina con los principales centros de consumo. Sin capacidad de transporte suficiente, una mayor extracción no necesariamente se traduce en menores costos, más exportaciones o una reducción de las compras externas.

Qué busca resolver la obra en el mercado interno

Según las estimaciones asociadas al proyecto, el nuevo corredor podría sustituir importaciones de combustibles líquidos y gas por unos USD 700 millones anuales. El ahorro dependerá de varios factores: la disponibilidad efectiva del gas, los precios internacionales, la demanda estacional, el nivel de actividad industrial y la posibilidad de reemplazar combustibles más costosos en centrales eléctricas y establecimientos productivos.

El beneficio interno no se limita al valor de las importaciones evitadas. Una red con más capacidad puede mejorar la previsibilidad del suministro y reducir la necesidad de activar soluciones de emergencia durante el invierno. Para las industrias ubicadas en Córdoba, Santa Fe, el litoral y el norte argentino, una mayor disponibilidad de gas puede ser relevante para planificar operaciones, contratar energía y sostener procesos térmicos.

También existe una dimensión eléctrica. Las centrales que utilizan gas natural necesitan contar con entregas firmes para responder a los picos de consumo. Cuando el gas escasea, el sistema puede recurrir a gasoil o fueloil, combustibles generalmente más caros y con mayor intensidad de emisiones por unidad de energía. La disponibilidad de gasoductos no elimina por sí sola los riesgos del sistema, pero puede mejorar la eficiencia de la matriz de generación en los momentos críticos.

En el caso de los usuarios industriales, la previsibilidad logística del gas es tan importante como su precio. Una interrupción o una reducción de suministro puede obligar a disminuir turnos, modificar procesos o recurrir a combustibles alternativos. El Manuel Belgrano busca atender esa vulnerabilidad mediante una conexión troncal que acerque la producción neuquina a regiones que históricamente enfrentaron restricciones en los meses fríos.

La reversión del norte abre una segunda etapa

El proyecto también está asociado con la reversión de capacidad en el norte argentino. La infraestructura que durante años se utilizó para transportar gas desde Bolivia hacia la Argentina podría cumplir una función distinta si el flujo comienza a desplazarse desde el sur hacia el norte. Ese cambio requiere adaptar instalaciones, revisar contratos y coordinar capacidades entre transportistas y operadores de los países involucrados.

La información disponible indica que unos 3,5 millones de metros cúbicos diarios podrían quedar destinados a exportación una vez que se consolide esa configuración. Bolivia aparece como el comprador regional más inmediato, debido a que el vecino país podría necesitar gas importado a partir de 2029. El norte de Chile figura como otro destino posible, mientras que Brasil aparece como una alternativa de más largo plazo mediante la infraestructura que atraviesa territorio boliviano.

Estas proyecciones deben interpretarse con prudencia. La construcción del ducto no garantiza automáticamente contratos de exportación. Para que el flujo comercial se concrete serán necesarias reservas disponibles, acuerdos de compraventa, condiciones regulatorias compatibles y capacidad de transporte en los países de destino. También influirán los precios relativos frente a otras fuentes de energía y la evolución de la demanda regional.

La estimación de TGN ubica en USD 450 millones anuales el potencial de exportaciones asociado con ese volumen. Se trata de un valor proyectado, no de ingresos asegurados. Su concreción dependerá de que el sistema pueda sostener entregas firmes y competitivas, especialmente durante los inviernos argentinos, cuando el consumo local aumenta y la disponibilidad exportable puede reducirse.

Por qué TGN necesita el marco del RIGI

El pedido de adhesión al RIGI responde a la escala y al horizonte de recuperación de la inversión. Un gasoducto de cientos de kilómetros exige desembolsos elevados antes de generar ingresos y requiere contratos de transporte de largo plazo para asegurar el repago. En ese contexto, la empresa considera relevante contar con estabilidad fiscal y cambiaria durante períodos de 20 o 30 años, según las condiciones aplicables al proyecto.

El régimen busca ofrecer previsibilidad para inversiones consideradas estratégicas. Para una obra de infraestructura energética, esa previsibilidad puede ser determinante al momento de obtener financiamiento, comprometer proveedores y definir la estructura societaria. TGN ya habría avanzado en la organización de una unidad específica alineada con los requisitos del esquema, que funcionaría como vehículo de propósito único para el emprendimiento.

La adhesión todavía requiere la evaluación y aprobación de las autoridades correspondientes. Hasta que ese proceso no concluya, el proyecto mantiene una condición potencial y no puede considerarse definitivamente incorporado al régimen. La decisión oficial deberá contemplar la documentación técnica, económica y jurídica, además de los compromisos de inversión y los mecanismos previstos para asignar la capacidad.

Si obtiene la aprobación, el Manuel Belgrano se incorporaría a un grupo reducido de proyectos de transporte de gas bajo el RIGI. Entre los antecedentes mencionados se encuentran la ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Moreno, impulsada por Transportadora de Gas del Sur, y el proyecto San Matías Pipeline, vinculado con la salida hacia el Golfo San Matías.

El concurso de capacidad definirá quién financia el tendido

Uno de los próximos pasos será el concurso de capacidad que TGN prevé convocar antes de finalizar septiembre. Ese procedimiento permitirá conocer qué empresas están dispuestas a contratar el servicio de transporte y bajo qué condiciones. La demanda comprometida será una pieza central para establecer la estructura financiera de la obra.

En los proyectos gasíferos, la asignación de capacidad no es un trámite secundario. Los contratos de transporte pueden respaldar la inversión porque aseguran ingresos durante un período prolongado. Productores, comercializadores, generadoras eléctricas e industrias con grandes consumos podrían evaluar la contratación de capacidad según sus necesidades futuras y sus expectativas sobre la disponibilidad de gas neuquino.

El resultado del concurso también ofrecerá una señal sobre la confianza del mercado en la expansión de Vaca Muerta. Si la demanda supera la capacidad ofrecida, el proyecto podría contar con una base comercial más sólida. Si la respuesta es insuficiente, TGN y las autoridades deberían revisar el diseño financiero, la distribución de riesgos o el calendario de construcción. No se trata únicamente de saber quién utilizará el ducto, sino de determinar quién asumirá los compromisos económicos necesarios para concretarlo.

La definición de los usuarios será relevante para la logística energética del país. Un gasoducto con contratos diversificados puede distribuir riesgos entre productores, centrales, industrias y exportadores. En cambio, una obra demasiado dependiente de un solo tipo de usuario podría quedar más expuesta a cambios en la demanda o en las condiciones regulatorias.

La salida por ductos se suma a las rutas petroleras y de gas natural licuado

El Manuel Belgrano forma parte de una estrategia de expansión que tiene varios frentes. En el sur argentino, otros proyectos buscan facilitar la evacuación de petróleo de Vaca Muerta y desarrollar alternativas para exportar gas natural licuado desde la Patagonia. En este caso, la propuesta es diferente: se trata de utilizar una red terrestre para llevar gas natural hacia países limítrofes y hacia los grandes centros de consumo locales.

La comparación permite observar que Vaca Muerta no depende de una única vía de salida. El petróleo puede dirigirse hacia terminales marítimas y mercados de ultramar, mientras que el gas puede utilizar ductos hacia Bolivia y Chile o, en una etapa posterior, integrarse con rutas de exportación que conecten con Brasil. Cada alternativa tiene requisitos técnicos, costos y riesgos comerciales específicos.

Para el sector portuario, la diferencia también es importante. El gas transportado por gasoducto no requiere embarque ni operación de buques metaneros, pero sí depende de estaciones de compresión, medición, interconexiones y acuerdos transfronterizos. En cambio, los proyectos de gas natural licuado exigen plantas de licuefacción, almacenamiento criogénico y terminales marítimas especializadas. Ambas modalidades pueden coexistir, pero responden a cadenas logísticas distintas.

El avance del proyecto puede seguirse en relación con otros desarrollos de infraestructura mediante la cobertura de logística energética y transporte de AGENDA PORTUARIA. También resulta pertinente revisar el contexto de comercio exterior y exportaciones regionales, especialmente por la participación potencial de Bolivia, Chile y, en una etapa posterior, Brasil.

Qué deberán evaluar exportadores, industrias y operadores de transporte

Para los exportadores de gas, la nueva infraestructura podría ampliar el acceso a mercados cercanos y reducir la dependencia de una única ruta comercial. Sin embargo, deberán considerar la estacionalidad de la demanda argentina, la capacidad disponible en cada tramo y las condiciones de los contratos internacionales. La exportación regional requiere continuidad, presión suficiente y reglas claras para evitar incumplimientos durante los períodos de mayor consumo doméstico.

Las industrias del centro y norte del país deberán observar si la capacidad adicional se traduce en mejores condiciones de contratación. El impacto dependerá de cómo se asignen los volúmenes, de las tarifas de transporte y de la disponibilidad de gas firme. Una mayor oferta física no implica necesariamente una reducción automática del precio final, pero puede mejorar las alternativas de abastecimiento.

Los operadores de transporte y los proveedores de servicios energéticos también enfrentarán nuevas exigencias. La construcción demandará coordinación de equipos, materiales, permisos, cruces viales y ferroviarios, gestión de servidumbres y planificación de trabajos en distintas provincias. Una obra de 753 kilómetros requiere una logística territorial compleja, con múltiples frentes y una coordinación sostenida entre empresas, organismos públicos y comunidades locales.

En materia ambiental, el proyecto deberá cumplir con los procedimientos de evaluación y autorización correspondientes en cada jurisdicción. La expansión del gas puede reducir el uso de combustibles líquidos en determinados segmentos, pero la construcción y operación de un gasoducto también exige controlar impactos sobre el suelo, cursos de agua, biodiversidad y áreas productivas. La sustentabilidad energética dependerá de que los beneficios de seguridad de suministro y sustitución de combustibles se acompañen con una gestión rigurosa de esos riesgos.

El nombre Manuel Belgrano busca reflejar precisamente el alcance federal de la iniciativa: conectar la producción neuquina con regiones que necesitan más energía y, al mismo tiempo, establecer una plataforma para el intercambio con países vecinos. Esa promesa solo podrá verificarse si la obra obtiene respaldo financiero, completa sus instancias regulatorias y logra una demanda suficiente para sostener su operación.

El avance del gasoducto definirá la capacidad exportadora del norte argentino

La adhesión al RIGI, el concurso de capacidad y la ingeniería financiera serán las próximas decisiones determinantes para el Gasoducto Manuel Belgrano. Si el cronograma se mantiene y la obra entra en operación en abril de 2029, la Argentina podría contar con una nueva conexión entre Vaca Muerta, el sistema central y los mercados de Bolivia y Chile. El resultado no dependerá solo del acero instalado, sino de la coordinación entre producción, transporte, consumo interno y contratos internacionales.

El proyecto representa una apuesta de largo plazo para transformar el crecimiento de Vaca Muerta en abastecimiento más estable y en exportaciones regionales. Su impacto se medirá en la capacidad de reducir importaciones, sostener a las industrias del centro y norte, mejorar la respuesta del sistema eléctrico y abrir una ruta comercial complementaria para el gas argentino. Hasta que se definan la adhesión al régimen y los usuarios que financiarán el transporte, el Manuel Belgrano seguirá siendo una iniciativa estratégica en etapa de estructuración.