19 NOV 2025
La transición hacia una matriz energética con menor huella exige sustituir combustibles más contaminantes —diésel y fuel-oil— por alternativas que reduzcan emisiones sin comprometer continuidad ni costos. El gas natural y el biometano ocupan un lugar central en ese camino: permiten mejorar la calidad del aire (NOₓ y material particulado) y la huella global (CO₂e) sin exigir cambios radicales de proceso en la industria. El principal desafío, sin embargo, no es la fuente de energía sino la infraestructura: la red de gasoductos no siempre llega donde la demanda existe, o no lo hace en los plazos y con las inversiones que cada proyecto tolera. En ese contexto, un gasoducto virtual toma gas en un punto de origen, lo acondiciona si es necesario y lo moviliza por carretera como GNC (comprimido) o GNL (licuado), para entregarlo en destino con la presión y la calidad especificadas. La diferencia respecto de un gasoducto físico no es el objetivo —“acercar la molécula”— sino el modo de despliegue: se apoya en corredores viales existentes y reduce obra civil y tiempos de puesta en servicio.
Por qué ahora toma más relevancia que nunca
La expansión de gasoductos enfrenta la problemática que suponen ciclos largos de permisos y obra, CAPEX elevados y condicionantes ambientales. Al mismo tiempo, la demanda se ha vuelto más dispersa —parques industriales medianos, ingenios, alimentos y bebidas, minería fuera de ejes troncales, resorts y comunidades aisladas— y surgen fuentes alejadas o no conectadas: pozos remotos, gas asociado, redes de distribución sin capacidad adicional y plantas de biometano en rellenos o agroindustrias. El gasoducto virtual acorta esa brecha: habilita el suministro en meses, usa infraestructura vial disponible y permite decidir con datos de operación real en lugar de supuestos.
Un caso ejemplar se da en Brasil: la empresa de energía Eneva toma gas del yacimiento Azulão (Amazonia), lo licúa en origen y lo traslada en tanques criogénicos 1100 km al norte hasta la central Jaguatirica II en Boa Vista (Roraima), donde se regasifica para generación eléctrica que sustituye al diésel en el sistema aislado del estado. El caso ilustra la lógica del gasoducto virtual en geografías sensibles, donde trazar un gasoducto físico habría implicado atravesar territorios indígenas y áreas ambientalmente complejas.
Este y otros antecedentes confirman que el gasoducto virtual complementa la infraestructura existente: habilita acceso inmediato a gas competitivo en plazos más cortos, genera evidencia operativa para futuras decisiones de inversión y reduce riesgos regulatorios y sociales asociados a obras lineales extensas.
Cómo funciona
Un gasoducto virtual replica la lógica “origen-consumo” de un gasoducto físico, pero traslada el tramo lineal a la ruta. El punto de origen puede ser variado: una interconexión de red, un pozo de gas, gas asociado en campos petroleros, o una planta de biometano. A partir del análisis de gas, cuando corresponde se realiza el acondicionamiento (remoción de H₂S, CO₂ y H₂O) para proteger equipos y cumplir especificaciones de compresión o licuefacción. Luego el gas se convierte en una forma apta para el transporte por carretera —GNC o GNL— y se traslada en unidades móviles hasta una estación de destino, donde se almacena (si es necesario), se regula y se mide antes del consumo. El valor está en el despliegue: aprovechamiento de rutas existentes, modularidad y puesta en servicio en cuestión de meses.
Gasoducto Virtual de GNC
En el GNC, compresores modulares elevan la presión del gas y lo preparan para el traslado por carretera. Muchos operadores utilizan el sistema de tube-trailers: semirremolques con tubos recargables de acero sin costura montados sobre chasis o skid, con colectoras internas que facilitan la carga y descarga. Por su parte, cuando Galileo Technologies patentó el sistema de gasoducto virtual en 1999, introdujo sus propios tráileres llamados VST® que fraccionan la carga en contenedores MAT® de 1.000–1.500 Nm³ cada uno, aptos para distribución unitaria. En este esquema, un VST puede transportar hasta tres MAT, de modo que cada centro de consumo reciba sólo lo necesario, sin arrastrar excedentes entre clientes con demandas diferentes. El intercambio en la estación receptora es rápido: se dejan MAT “cargados” y se retiran los “vacíos”, mientras la telemetría integrada al SCADA vigila niveles de presión y dispara órdenes automáticas de reabastecimiento al alcanzar umbrales predeterminados. Esta modularidad permite escalar al ritmo de la demanda y optimizar costos operativos al reducir kilómetros improductivos y tiempos muertos de flota. Desde aquella patentación, el mercado incorporó variantes compatibles, tanto en tube-trailers como en contenedores modulares.
Nota de capacidad: 1 MAT ≈ 1.000–1.500 Nm³. Un tráiler estándar con 3 MAT cubre del orden de 3.000–4.500 Nm³ por rotación, según especificación y condiciones.
Para operaciones de mayor porte, los tube trailers en configuración de 12 y 14 tubos alcanzan valores de referencia de ≈8.855 Nm³ y ≈10.305 Nm³ a 250 bar y 15 °C.
Gasoducto Virtual de GNL
En el caso del GNL, una planta de licuefacción reduce el volumen del gas aproximadamente seiscientas veces al enfriarlo hasta ~−162 °C; el líquido se almacena en tanques criogénicos de doble pared y se traslada en iso-tanques por carretera replicando la lógica de los combustibles líquidos (rutas, ventanas de carga/descarga y gestión de flota). Una vez llegado a destino, una estación de regasificación devuelve el GNL a estado gaseoso antes de la regulación y la medición. La mayor densidad energética respecto del GNC habilita distancias largas y volúmenes elevados con menos rotaciones y menor costo logístico por unidad entregada.
Otras modalidades logísticas: ferrocarril e hidrovías (GNL)
Cuando las distancias son largas y existen corredores ferroviarios o fluviales, el GNL también puede moverse por tren o por barcaza, integrándose a un gasoducto virtual intermodal. En ferrocarril, Europa ensayó vagones criogénicos específicos y cadenas puerta-a-puerta; en Estados Unidos hubo autorizaciones caso por caso y luego cambios regulatorios que hoy restringen la habilitación general. En hidrovías, la Unión Europea impulsó proyectos para desplegar la cadena de GNL en el eje Rin–Main–Danubio (terminales, barcazas y barcazas de suministro), además de estudios de red para ubicar puntos de bunkering y transferencia. Estas alternativas requieren instalaciones de carga/descarga, gestión de boil-off, zonas de seguridad y permisos; donde existen, pueden bajar el costo logístico unitario en grandes volúmenes y reducir la huella por tonelada transportada.
¿Cuándo GNC y cuándo GNL?
No se trata de una preferencia sino de geometría y logística. En radios cortos a medios, donde la demanda es baja o moderada y está dispersa entre varios puntos, el GNC tiende a ser la opción adecuada: la reposición de unidades —tube trailers o contenedores modulares— acompasa la curva de consumo sin infraestructura criogénica. A medida que crecen las distancias (típicamente por encima de 300 km) o los volúmenes, el GNL gana eficiencia: su densidad energética reduce viajes y emisiones logísticas. Este criterio práctico se ajusta caso a caso con curvas de demanda, tiempos de vuelta (turn-around), buffers y nivel de servicio; la decisión final surge de un balance técnico-económico y operativo, no de un “dogma” tecnológico.
Para dimensionarlo, es útil observar experiencias de mercado: en Norteamérica, operadores como XNG, NG Advantage o Certarus suministran GNC por carretera a industrias y utilidades alejadas de los gasoductos, con esquemas de consumo directo desde los trailers o estaciones madre-hija; en Europa, operadores como HAM integran transporte de GNL y plantas satélite de regasificación para clientes industriales desconectados. En Mendoza, Argentina, Galileo implementó un esquema de licuefacción en boca de pozo, para su transporte y posterior regasificación en una central termoeléctrica donde se abastecen las turbinas de generación.
En cualquier caso, la elección tecnológica queda subordinada al uso: qué tan lejos está la demanda, cuánto consume y con qué regularidad; la solución correcta es la que mantiene la continuidad con la logística más simple posible.
Qué posibilita un gasoducto virtual
La primera posibilidad es monetizar gas que hoy no llega al mercado: pozos aislados, gas asociado o biometano que, sin una traza de gasoducto físico, quedarían subutilizados. Convertir esos puntos en nodos de compresión o licuefacción transforma corrientes que podrían ventearse o quemarse en producto y en energía útil. La segunda es cruzar territorios sensibles aprovechando corredores viales existentes, reduciendo intervención sobre ecosistemas —selvas, humedales o áreas protegidas— y simplificando permisos. Por caso, desde 2013 el distribuidor SEC opera un gasoducto virtual de GNC en Sabah (isla de Borneo), para abastecer a clientes industriales ubicados lejos del gasoducto físico. La extensión de dicho gasoducto hubiera significado una inversión inabarcable, además de comprometer seriamente las selvas y reservas que son un patrimonio ambiental y fuente de turismo de la isla.
