Jornada de Gas Natural y GNL 2026
Oscar Sardi, CEO de TGS, afirmó este martes en la 4° Jornada de Gas Natural y Gas Natural Licuado 2026, realizada en el Auditorio Techint de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, que la compañía invierte alrededor de u$s 3.000 millones en lo que considera la mayor inversión en procesamiento de gas de la historia argentina.
Se trata de una planta de 43 millones de metros cúbicos diarios en Tratayén, cuya capacidad ya fue comercializada en su totalidad.
“Hoy tengo la satisfacción, después de tantas reuniones y de haber hablado sobre este tema en distintos ámbitos, de decir que el proyecto está vendido en un 100% y ya se encuentra en ejecución”, señaló Sardi. Lo dijo durante el Módulo I del encuentro, dedicado a recursos disponibles, midstream y transporte, que moderaron los consultores, José Luis Lanziani, y Carlos Williams.
Según explicó, la producción estimada se ubicará entre 2,8 y 3 millones de toneladas anuales de líquidos del gas natural (NGL). La comercialización permitirá generar divisas por unos u$s 1.200 millones, calculados sobre valores estándar y no sobre precios actuales.
Como referencia, comparó ese volumen con el del primer proyecto de GNL de Pan American Energy, que exportará alrededor de 2,4 a 2,6 millones de toneladas. El ejecutivo estimó además 4.000 empleos directos y algo más de 15.000 indirectos, un impulso que consideró muy importante para Bahía Blanca y la región.
De un negocio regulado al midstream en Vaca Muerta
El CEO de TGS recordó que la compañía comenzó a operar en 1992 con un 90% de actividades reguladas y un 10% de negocios no regulados, concentrados en el procesamiento de líquidos en Bahía Blanca. Sostuvo que las licenciatarias de transporte y distribución atravesaron un período en el que se dejó de cumplir la Ley de Gas.
“En algún momento dejamos de pelear contra los molinos de viento porque sabíamos que era chocar contra una pared y que no íbamos a lograr absolutamente nada”, afirmó.
A partir de entonces, la empresa apostó a diversificarse. En 2025 cerró con una estructura de 50% regulado y 50% no regulado, y este año, por primera vez en sus 34 años de historia, terminará con un 60% de negocio no regulado. El objetivo es llegar a 2030 con un negocio regulado que represente solo el 25% del EBITDA.
Hoy TGS opera algo más de 9.000 kilómetros de gasoductos propios y unos 1.000 kilómetros para terceros. Según Sardi, es el segundo procesador de líquidos del país, con la planta de El Salitral, en Bahía Blanca, de 37 millones de metros cúbicos diarios de capacidad y una producción del orden de 1,2 millones de toneladas anuales.
El midstream, al que definió como el “negocio estrella”, nació en 2018 con una inversión de u$s 300 millones y la colaboración del Ministerio de Energía de Neuquén. Incluyó un sistema de gasoductos de 100 a 110 kilómetros, capaz de transportar hasta 60 millones de metros cúbicos diarios, y una planta de acondicionamiento de 5 millones.
Los ductos atraviesan la zona limítrofe entre el gas seco y el húmedo. Hoy el sistema supera los 180 kilómetros, acondiciona 28 millones de metros cúbicos diarios y transporta entre 30 y 32 millones, con una inversión acumulada de unos u$s 700 millones.
Del acondicionamiento al procesamiento: los segmentos del proyecto
El CEO de TGS explicó que el crecimiento del gas húmedo y del gas asociado, ambos de alto poder calorífico, hizo insuficiente el acondicionamiento para cumplir las especificaciones regulatorias de ingreso a los sistemas de transporte. Como los líquidos extraídos no pertenecen a la transportista, el paso al procesamiento debía definirse con los productores. El diseño del proyecto llevó dos años.
La iniciativa comienza con un nuevo gasoducto de unos 100 kilómetros, paralelo al existente, para separar el gas seco del húmedo y mejorar el rendimiento de la planta. En Tratayén, los dos módulos de acondicionamiento ya instalados pasarán a operar como módulos de procesamiento y se sumarán otros dos, hasta alcanzar los 43 millones de metros cúbicos diarios.
La planta mantendrá además una unidad de acondicionamiento de unos 14 millones. “Funcionará como una rueda de auxilio para asistir a los productores cuando decidan continuar creciendo o incrementar sus niveles de producción”, explicó Sardi.
El gas seco irá al sistema de gasoductos. Los líquidos viajarán por un ducto de 577 kilómetros entre Tratayén y Bahía Blanca, que atravesará cuatro provincias. Allí se instalará una planta de fraccionamiento con dos trenes de 45.000 barriles cada uno en una primera etapa, desde la que saldrán tres ductos de 14 a 15 kilómetros hasta la planta de almacenamiento en el puerto.
“Todo el proyecto está pensado para la exportación”, indicó. El proyecto prevé además una producción inicial de 13.000 toneladas de etano y su ampliación si aparece un cliente, para la petroquímica local o para su licuefacción y exportación.
La ampliación del Gasoducto Perito Moreno
El CEO de TGS recordó que en junio de 2024 la empresa presentó una iniciativa privada que el Gobierno nacional declaró de interés público y licitó. TGS fue el único oferente y en octubre del año pasado recibió la adjudicación.
El plazo de ejecución, de 18 meses, comenzó a correr el 1° de noviembre. La obra comprende unos 1.000 kilómetros de trabajos en ocho frentes y, según indicó, enfrenta dificultades climáticas por el fenómeno “El Niño”.
El proyecto incluye tres plantas compresoras con una potencia del orden de los 90.000 HP y seis equipos: cinco en las nuevas plantas y uno en la planta existente de Tratayén. Hoy el gasoducto transporta 21 millones de metros cúbicos diarios con dos plantas, en Tratayén y Salliqueló.
La ampliación sumará 14 millones, hasta alcanzar 35 millones. De ese volumen adicional, 12 millones continuarán hacia el sistema regulado de TGS, que se amplía con una máquina en la planta Ordosqui y 20 kilómetros de loop.
Gas asociado, transición y transporte
Según las proyecciones que presentó Sardi, las obras de evacuación de crudo, entre ellas el VMOS, que estima estará operativo el próximo año, permitirían superar el millón de barriles diarios en 2030.
En ese escenario, el gas asociado tendría una base de 40 millones de metros cúbicos diarios o algo más. “Si no instalamos esta planta, difícilmente los productores puedan continuar incrementando la extracción de crudo, porque no habría dónde colocar ese gas y no es posible ventearlo”, advirtió.
Consultado por las restricciones hasta la puesta en marcha de la planta, el CEO de TGS reconoció “un momento de estrés importante”. En su opinión, la decisión debió tomarse antes. Explicó que, de común acuerdo con los productores, se lleva adelante un proceso de transición con soluciones distintas para 2027, 2028 y 2029.
La alternativa principal es extraer propano y butano en las plantas de estabilización para reducir el poder calorífico del gas que ingresa a los ductos, mediante una obra en paralelo al proyecto original. Descartó que el transporte vuelva a estresarse con la planta en marcha, porque el sistema está diseñado para gas de bajo poder calorífico.
Sobre la disponibilidad de gas para generación, indicó que la capacidad de la ampliación se distribuyó entre distribuidoras, generadores e industriales. La alternativa para quienes no contraten transporte, sostuvo, sería comprar GNL, que será “muchísimo más caro”.
“Acá no hay competencia por el recurso. Hay tanto gas en Vaca Muerta, estamos hablando de más de 250 TCF, que pelear hoy por un metro cúbico de gas sería una tontería”, afirmó. “Lo que necesitamos es desarrollar obras de infraestructura”, agregó.
“Nunca vivimos una situación como la que estamos atravesando hoy en la Argentina. Creo que tenemos que disfrutarla plenamente porque es algo único”, cerró Sardi.