En el Forbes Energy Forum, Daniel Ridelener, Director General de Transportadora de Gas del Norte (TGN), delineó un panorama regional en plena transformación: la infraestructura que durante años estuvo subutilizada hoy opera a plena capacidad y los países vecinos vuelven a mirar a la Argentina como un abastecedor estratégico. Pero, al mismo tiempo, planteó que para consolidar un salto exportador se necesitan nuevas obras, reglas claras para la demanda local y un esquema tarifario competitivo en toda la región.
Ridelener remarcó que Argentina atraviesa un momento inédito luego de años de capacidad ociosa.
“Todos los gasoductos de exportación, salvo el vínculo con Uruguayana, están siendo utilizados”, afirmó. Hoy el país exporta gas a Metanex, al norte y centro de Chile, a Brasil vía Bolivia y también a Uruguay. “Lo que en algún momento fueron ductos que tuvieron que cerrarse por distintas condiciones hoy están todos abiertos y funcionando. Eso, per se, es una excelente noticia”, destacó.
La ubicación de Argentina, sumada a décadas de infraestructura ya construida, vuelve a jugar a favor. Y la demanda regional comienza a reflejarlo, el norte de Chile muestra interés en contratar capacidad de transporte; el centro de Chile evalúa ampliar compras y Brasil quiere comprar gas argentino, tanto en forma estacional como bajo contratos firmes de largo plazo.
Desde hace semanas, Argentina ya exporta unos 300.000 m³ diarios a Brasil, y ese volumen “puede crecer a varios millones”, subrayó.
Ridelener diferenció dos mercados bien distintos dentro de Brasil: Exportación estacional, aprovechando diferencias de demanda y oferta entre países y Contratos firmes de largo plazo, que requieren obras nuevas y compromisos comerciales estables.
“Para un consumo de largo plazo, está claro que hay infraestructura nueva por construir. Podemos aprovechar parte de la existente, pero Argentina necesita inversiones específicas”, explicó.
El proyecto clave: un nuevo gasoducto Neuquén–sur de Córdoba
TGN evalúa uno de los desarrollos estructurales más importantes de la próxima década: un gasoducto que una Neuquén con el sur de Córdoba, donde se conectaría al sistema de transporte de la compañía. Ese ducto permitiría abastecer simultáneamente a la demanda interna y a los mercados de exportación.
“Estamos viendo un proyecto muy interesante que junta demanda local con demanda de exportación. Dependiendo de los volúmenes, estamos pensando en 20 millones de m³/día como escenario base. Si ese fuese el volumen, estamos hablando de unos US$ 2.000 millones de inversión”, señaló.
Para volúmenes menores —15 o 10 millones de m³/día— la inversión baja de forma sustancial, y esos escenarios ya fueron estudiados técnicamente.
Las tres rutas para exportar a Brasil
Ridelener detalló tres posibles corredores para conectar el gas argentino con Brasil:
1- Vía Bolivia. La alternativa más lógica desde el mapa, pero hoy trabada por precios de transporte que calificó de “excesivos”. “Si hoy tocás el timbre en Bolivia para mover gas, te van a pedir US$ 1,9 por millón de BTU para transportar por un ducto de más de 25 años y 1.200 km. En Argentina, tarifas comparables para infraestructura de esa antigüedad están entre US$ 0,40 y 0,50. No hay razones para una diferencia tan grande”, remarcó.
2- Vía sur de Brasil, cerrando un anillo de gasoductos. Requeriría construir entre 570 y 580 km nuevos. Es técnicamente viable pero implica inversiones relevantes.
3- Vía Paraguay. Una alternativa que creció en los últimos meses. “Paraguay no solo quiere ser país de tránsito: también quiere consumir gas desde 2030-2032. Tienen necesidades de generación térmica y planes para instalar plantas de fertilizantes para acompañar el agro. Es una opción muy interesante”, explicó.
Ridelener aclaró que, con un ajuste razonable en su tarifa, Bolivia seguiría siendo la alternativa más eficiente.
La clave local: que la demanda interna pueda contratar capacidad firme
El nuevo ducto depende tanto de la exportación como de la demanda doméstica, especialmente del sector termoeléctrico. “Probablemente el gatillo venga de la demanda local. Los generadores térmicos deben volver a sentirse confortables para comprar capacidad de transporte firme a muy largo plazo”, señaló.
Ridelener recordó que los generadores venían de un esquema “fasonero” donde no compraban combustibles ni transporte, y que ahora deben volver a asumir esas responsabilidades. “Firmar contratos de capacidad firme implica compromisos de al menos 15 años. Requiere reglas claras y certidumbre regulatoria”, subrayó.
Si el sector eléctrico cierra su reorganización contractual y regulatoria, estima que la decisión podría activarse rápidamente: “Una vez que los generadores estén en condiciones de contratar, esto se gatilla muy rápido. Entre 6 y 8 meses”.
Para Ridelener, Brasil tiene “todo el sentido estratégico” de diversificar su matriz, más aún cuando Bolivia pierde peso como abastecedor y su producción cae. A eso se suma que Brasil depende cada vez más del gas asociado offshore, sujeto a ciclos de producción petrolera. Vincularse a una cuenca estable y expansiva como Vaca Muerta, aseguró, es un paso natural.
