América Latina cuenta con una gran abundancia de recursos gasíferos que posiciona a la región ante una oportunidad impensada pocos años atrás, con Vaca Muerta como principal eje de abastecimiento. No obstante, la consolidación de un mercado integrado en el Cono Sur y la conexión eficiente con los nodos de demanda exigen un financiamiento millonario para la optimización y expansión de la infraestructura.
Dos recientes estudios sectoriales revelan que la inversión necesaria para desarrollar estas obras clave asciende a un monto de hasta US$ 18.000 millones. Los plazos proyectados para el despliegue de estos proyectos y la reconfiguración del mapa energético regional se extienden con un horizonte definido hacia los años 2030 y 2035, períodos en los cuales se prevé el pico de inyección de las cuencas y el aumento de la demanda potencial.
La identificación de este escenario surge de dos trabajos técnicos de reciente publicación. El primero es el «Proyecto Regional de Integración Gasífera de los países del MERCOSUR y Chile – Fase V», elaborado de forma conjunta por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF).
El segundo documento, también de reciente publicación, es «Opportunities for the Development of Gas in Latin America and the Caribbean» (Oportunidades para el desarrollo del gas en América Latina y el Caribe), un informe publicado en junio de 2026 de manera combinada por la Unión Internacional del Gas (IGU), la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovables de América Latina y el Caribe (Arpel) y la propia OLADE.
Ambos análisis coinciden plenamente en que el Cono Sur posee el volumen técnico suficiente para autoabastecerse y mitigar la exposición a los shocks de precios internacionales, situando a la Cuenca Neuquina y al Presal brasileño como las fuentes de mayor crecimiento frente a la irreversible declinación de las cuencas de Bolivia y el norte argentino.
La consolidación de un mercado integrado en el Cono Sur y la conexión eficiente con los nodos de demanda exigen un financiamiento millonario para la optimización y expansión de la infraestructura.
A pesar de estas coincidencias estructurales, las diferencias entre ambos trabajos radican en el enfoque y el alcance de sus proyecciones.
Mientras que el documento de OLADE-CAF se concentra de forma específica en la microeconomía del transporte, evaluando la viabilidad de rutas físicas concretas, tarifas de compresión y cuellos de botella estacionales en los puntos de entrega (city gates) de cinco países interconectados , el reporte global de IGU-Arpel-OLADE amplía el espectro analítico.
Este último introduce variables macroeconómicas globales, ponderando el rol del Gas Natural Licuado (GNL) para la monetización de reservas hacia mercados de ultramar , el uso del gas en el transporte terrestre pesado mediante corredores azules y el desarrollo progresivo de gases de bajas emisiones, como el biometano y el hidrógeno.
Las obras necesarias para integrar el gas de la región
Abordando los dos trabajos en conjunto es que se puede lograr una mirada más integral sobre el futuro gasífero de la región.
En lo que respecta al estudio de OLADE-CAF, el primer aspecto a resaltar es el detalle analítico de la red necesaria para dar firmeza al sistema regional. El informe identifica trece obras de infraestructura prioritarias que totalizan los citados 18.000 millones de dólares.
Entre los proyectos de mayor envergadura económica se encuentran las dos etapas del gasoducto Tratayén-La Carlota en la Argentina (2.000 y 1.400 millones de dólares respectivamente), el Gasoducto Bioceánico en Paraguay (2.650 millones de dólares) y el tramo San Jerónimo-Porto Alegre (2.700 millones de dólares), orientados a viabilizar el suministro continuo hacia el sur y centro de Brasil.
El segundo punto central del documento OLADE-CAF gira en torno a las restricciones estacionales y contractuales vigentes. El análisis advierte que la disponibilidad actual de Vaca Muerta es insuficiente en Buenos Aires y el Litoral entre mayo y septiembre, y que los envíos a San Pablo, Antofagasta y Uruguaiana operan bajo una modalidad estacional interrumpible en el período estival.
El Cono Sur posee el volumen técnico suficiente para autoabastecerse y mitigar la exposición a los shocks de precios internacionales, situando a la Cuenca Neuquina y al Presal brasileño como las fuentes de mayor crecimiento.
Para superar esta limitación, el estudio resalta la urgencia de coordinar marcos regulatorios bilaterales estables que permitan la contractualización de capacidad en firme a largo plazo, reduciendo el riesgo regulatorio que hoy desalienta la inversión privada.
Ese respaldo contractual es lo que permitiría encarar las millonarias obras para un envío anual del gas sin interrupciones.
Finalmente, el tercer eje de OLADE-CAF indica que la sumatoria de peajes de transporte en tramos regulados de terceros países puede erosionar los márgenes del gas argentino en las fronteras.
Sin embargo, pondera como un hito operativo la primera exportación en tránsito lograda en abril de 2025, donde el fluido de Vaca Muerta y Tierra del Fuego utilizó la infraestructura boliviana en modalidad de peaje (tolling) para ingresar a Brasil, un precedente de coordinación física y aduanera trinacional.
Por su parte, el informe de IGU, Arpel y OLADE aborda en primera instancia la paradoja de la producción regional. Subraya que América Latina y el Caribe albergan recursos conjuntos estimados en aproximadamente 500 trillones de pies cúbicos (Tcf), un volumen equivalente a siete décadas de consumo interno actual.
La integración regional, la oportunidad global y la necesidad de explotar al máximo el gas natural
Pese a esta riqueza geológica en formaciones no convencionales y descubrimientos en aguas profundas, la región representó apenas el 5% de la producción mundial de gas natural en 2024, habiendo sufrido una contracción desde los 227 bcm en 2015 a 201 bcm en el último año, lo que evidencia el impacto de la falta de reglas estables y la baja integración de mercados.
La integración de Vaca Muerta con el sur de Brasil por ductos debe analizar los peajes de transporte en tramos regulados de terceros países. Sin embargo, es un hito operativo la primera exportación lograda en abril de 2025.
El segundo aspecto destacado por este reporte trilateral es el valor estratégico del gas como respaldo de la transición energética justa.
En una región con matrices eléctricas con alta participación de la hidroelectricidad, la creciente variabilidad climática y las sequías recurrentes asociadas al fenómeno de El Niño demostraron la necesidad de contar con generación térmica flexible y asequible a base de gas para garantizar la seguridad de suministro sin recurrir a combustibles más contaminantes.
La tercera conclusión de este estudio enfatiza las recomendaciones de política pública orientadas a la atracción de capitales a largo plazo. El texto pondera que, debido a que las inversiones en exploración, terminales de GNL y redes de distribución exceden los ciclos electorales, los gobiernos deben implementar regímenes fiscales competitivos, ventanillas únicas de tramitación ambiental y el aseguramiento del libre tránsito de la molécula.
De este modo, la disponibilidad del recurso local se traducirá en la reducción de la pobreza energética y en un saldo comercial favorable para las finanzas públicas de la región.
