El gasoducto que necesita Vaca Muerta: Rocca y Eurnekian apuestan US$ 1.600 millones para conectar con Córdoba, el norte y llegar a Brasil
TGN avanza en un ducto de 750 kilómetros entre Neuquén y Córdoba que podría tener decisión de inversión antes de fin de año y entrar en operación en 2028.
La Argentina que exporta energía al mundo no se construye solo con barcos metaneros ni con plataformas flotantes de licuefacción. También se construye bajo tierra, con miles de kilómetros de acero enterrado que conectan la roca neuquina con los mercados del norte. Ese es, en esencia, el negocio que están mirando Paolo Rocca y Eduardo Eurnekian: un gasoducto de largo aliento que lleve el gas de Vaca Muerta hasta Córdoba, y desde allí al noroeste argentino, a las mineras de litio en los salares de la Puna y, eventualmente, al cinturón industrial de San Pablo.
La obra en cuestión es el gasoducto Tratayén-La Carlota, un trazado de aproximadamente 750 kilómetros en línea recta que conectaría la localidad neuquina de Tratayén —corazón productivo de la cuenca— con La Carlota, en el sur de Córdoba, donde se intersectan el Gasoducto de Integración Federal y el histórico Gasoducto Norte. El proyecto está en manos de Transportadora de Gas del Norte (TGN), controlada por Gasinvest, sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol —la petrolera del Grupo Techint de Rocca— y la Compañía General de Combustibles (CGC), el brazo energético de la Corporación América de Eurnekian.
Una infraestructura desde Vaca Muerta para varios negocios simultáneos
Lo que hace a este proyecto distinto de otros gasoductos es que no responde a un único cliente ni a una única lógica. Según fuentes del sector, el ducto podría transportar unos 13 millones de metros cúbicos diarios desde Neuquén hasta Córdoba, con una demanda que se construye en capas: las centrales termoeléctricas del noroeste que hoy queman gasoil y fuel oil importado a precios internacionales, las empresas mineras que explotan litio en los salares de Jujuy, Salta y Catamarca, y las industrias brasileñas que buscan asegurarse suministro de gas frente a eventuales sequías que comprometan su matriz hidroeléctrica.
TGN ya tiene identificado un plan de obras modulares de hasta US$ 700 millones para ampliar la capacidad del Gasoducto Norte y aumentar los volúmenes disponibles en unos 14 millones de metros cúbicos diarios adicionales. El nuevo tramo Tratayén-La Carlota va en la misma dirección estratégica: sumar capacidad de evacuación desde el sur para alimentar esa expansión hacia el norte. Distintas fuentes del mercado estiman que el costo total del proyecto ronda los US$ 1.600 millones, aunque un estudio técnico de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLADE) y el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) calculó una primera etapa en US$ 2.000 millones con una segunda fase de US$ 1.400 millones adicionales.
La decisión final de inversión podría tomarse antes de fin de 2026, con una entrada en operación prevista para los últimos meses de 2028. Para llegar a ese punto, sin embargo, quedan pendientes varios escalones: estructurar contratos de demanda firme, conseguir financiamiento —en parte con participación de la CAF— y obtener del Estado nacional la extensión de la licencia de TGN por 20 años para operar las redes de transporte al norte del país.
El nuevo mapa del gas después de Bolivia
Para entender la urgencia detrás de este proyecto hay que mirar lo que cambió en la última década en el sistema gasífero argentino. El declino de la producción boliviana y el salto del shale neuquino obligaron a modificar completamente la lógica histórica del sistema gasífero nacional. Durante décadas, el Gasoducto Norte funcionó en un único sentido: traía gas desde Campo Durán, en Salta, hasta Buenos Aires, importando fluido desde Bolivia. Ese esquema se agotó al mismo ritmo que los yacimientos del altiplano.
La reversión inaugurada en noviembre de 2024 busca sustituir el gas importado desde Bolivia con producción de Vaca Muerta para abastecer a hogares e industrias de Córdoba, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja y Tucumán. La obra representó una inversión de 740 millones de dólares, de los cuales 540 millones fueron financiados por un préstamo de la CAF. El resultado fue contundente: TGN logró transportar hasta noviembre de 2025 unos 3.870 millones de metros cúbicos de gas natural en sentido sur-norte, acompañando el crecimiento productivo de la Cuenca Neuquina.
Pero la reversión del Gasoducto Norte tiene un techo. El pico de consumo invernal puede superar levemente los 22 millones de metros cúbicos diarios en las provincias del noroeste, mientras la Cuenca del Noroeste apenas aporta 2,5 millones de metros cúbicos diarios y el Gasoducto Norte solo está en condiciones de suministrar 15 millones de metros cúbicos diarios. El gasoducto Tratayén-La Carlota vendría a saldar parte de esa brecha estructural, reforzando la columna vertebral del sistema con nueva capacidad generada en el sur.
La puerta a Brasil, el mercado más codiciado
El horizonte que más entusiasma a los accionistas de TGN es Brasil. La reversión del Gasoducto Norte habilitó los primeros despachos al mercado brasileño, aunque la llegada a ese país todavía está limitada por falta de capacidad del gasoducto Argentina-Uruguaiana, que necesita un caño de 580 kilómetros hasta Porto Alegre para conectarse al sistema brasileño. El nuevo gasoducto sería el primer eslabón de una cadena que, sumando infraestructura en Bolivia y en territorio brasileño, podría convertir a Argentina en proveedor estable del vecino más grande del continente.
Otra restricción es el peaje que cobra Bolivia para enviar gas a través de su red: US$ 1,9 por millón de BTU, cuatro veces más que la tarifa que rige en Argentina. Según el estudio de OLADE y la CAF, para ser competitivo el gas argentino debe llegar a 7 dólares por millón de BTU hasta la frontera de Bolivia con Brasil y a unos 10 dólares al cinturón industrial de San Pablo. Ese margen obliga a negociar una tarifa de peaje baja y estable con Bolivia, una negociación que involucra, además de intereses comerciales, variables geopolíticas complejas dado el estado actual de las reservas bolivianas y la necesidad de ese país de mantener ingresos por tránsito.
La demanda firme de Brasil —condición sine qua non para financiar el proyecto— es, precisamente, el nudo más difícil de desatar. Brasil depende estructuralmente de la hidroelectricidad, y comprometerse a largo plazo con gas más caro que el agua de las represas requiere un cambio de lógica. La industria brasileña necesitaría calcular el costo de las sequías —cada vez más frecuentes en el contexto del cambio climático— contra el precio del gas argentino como seguro energético. Es un argumento que gana fuerza, pero que aún no se ha traducido en contratos.
El litio como demanda ancla
Hay un tercer destino para este gas que tiene lógica propia y que podría actuar como demanda ancla del proyecto: la minería de litio. TGN ya tiene identificado un proyecto denominado "Vicuñas", un gasoducto de 304 kilómetros que permitiría conectar el gas de Vaca Muerta con los principales yacimientos de litio en Catamarca, Salta y Jujuy. El trazado abarcaría 10 salares, entre ellos Olaroz, Cauchari, Pozuelo, Rincón, Centenario Ratones y el Salar del Hombre Muerto, con una construcción estimada en 18 meses.
El gas es energía vital para los procesos de extracción y refinamiento de litio —especialmente en la etapa de evaporación y calcinación del carbonato— y su disponibilidad a precio competitivo puede marcar la diferencia entre proyectos viables y proyectos que se estancan. Argentina es el país que más inversiones ha recibido en la última década para la exploración y producción de litio, y en los últimos dos años triplicó su capacidad productiva, con más de 40 proyectos en distintas etapas de explotación. Llevarle gas de Vaca Muerta a esa industria naciente es, para TGN, un negocio con demanda propia e independiente de lo que pase en Brasil.
Quién construye y quién opera
TGN opera más de 11.300 kilómetros de gasoductos de alta presión y 22 plantas compresoras, transportando alrededor del 40% del gas inyectado en los sistemas troncales del país, y es el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay. Para el Grupo Techint, esa posición no es solo operativa: es parte de una integración vertical que va desde la producción del gas en Fortín de Piedra —donde Tecpetrol lleva invertidos más de US$ 6.500 millones desde 2018— hasta su transporte y eventual exportación.
El Grupo Techint comprometió inversiones en Argentina de US$ 1.400 millones en 2024, US$ 1.600 millones en 2025 y US$ 2.400 millones para 2026, una señal de que el apetito inversor del grupo no se frenó pese a la tensión que generó la pérdida de la licitación de tubos para el gasoducto dedicado al GNL, donde la empresa india Welspun se impuso sobre TenarisSiat. Para el tendido del nuevo ducto pican en punta las constructoras Techint Ingeniería y Construcción y Sacde —controlada por los hermanos Marcelo y Damián Mindlin—, mientras que la operación del sistema quedaría en manos de TGN.
Lo que está en juego trasciende un contrato de construcción. Argentina tiene hoy la oportunidad histórica de pasar de ser un país que importaba gas a uno que lo exporta por tierra y por mar. El gasoducto Tratayén-La Carlota es la pieza de infraestructura que haría posible esa transición hacia el norte del país, donde el gas boliviano se está agotando, las mineras de litio necesitan energía y Brasil empieza a mirar al sur en busca de suministro.