La caída sostenida de la producción gasífera boliviana abre una ventana estratégica. Argentina busca liderar la integración energética regional con Vaca Muerta como columna vertebral. Brasil, Paraguay, Chile y Uruguay ya están en la mesa de negociación.
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América del Sur atraviesa un punto de inflexión energético. La declinación de los campos bolivianos deja un vacío que Argentina, con Vaca Muerta como eje, tiene la oportunidad única de ocupar. La pregunta ya no es si el país tiene los recursos. Los tiene de sobra. La pregunta es si tendrá la capacidad política, regulatoria e institucional para convertir esa riqueza en integración energética regional real.
El vacío boliviano abre el camino a Vaca Muerta
Durante décadas, Bolivia fue la pieza clave del tablero gasífero sudamericano. Su declinación no fue repentina, pero el ritmo de caída se aceleró en el último lustro. Los países que dependían de ese suministro —especialmente Brasil— necesitan nuevas respuestas. En ese contexto, Vaca Muerta emerge como el actor central de una reconfiguración regional en curso.
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) estima que la Cuenca Neuquina podría alcanzar entre 170 y 190 millones de metros cúbicos diarios de transporte. A eso se suman 130 millones adicionales destinados exclusivamente a exportación de GNL.
Con el aporte del Presal brasileño, la oferta regional superaría los 300 MMm³/día frente a una demanda potencial de 250 MMm³/día. Los números son alentadores. El desafío es cómo mover ese gas desde el subsuelo neuquino hasta los centros industriales del Cono Sur.
Cuatro rutas para la integración energética regional
El Grupo de Trabajo Bilateral (GTB) entre Argentina y Brasil identificó cuatro alternativas de transporte. Cada una tiene su lógica técnica, su monto de inversión y sus riesgos propios.
La opción vía Bolivia aprovecha infraestructura existente. Requiere la reversión total del Gasoducto Norte y una inversión de entre 2.900 y 3.100 millones de dólares. Implica, además, depender de un país que los analistas califican de mayor riesgo político.
La vía Uruguay en tanto, es la apuesta por la infraestructura existente. Utilizaría los gasoductos Cruz del Sur y del Litoral —hoy subutilizados— y los extendería unos 900 kilómetros, sumando tramos uruguayos y brasileños, hasta Porto Alegre. No hay estimaciones de costo tan precisas como en las otras rutas, pero su lógica es clara: aprovechar activos ya construidos para reducir inversión inicial y plazos de ejecución. Uruguay se convierte así en corredor de tránsito, con todo lo que eso implica en términos de negociación bilateral y marcos regulatorios compartidos.
La opción vía Paraguay propone un gasoducto nuevo de 1.050 kilómetros por el Chaco. Con capacidad para 30 MMm³/día, la inversión ascendería a 5.400 millones de dólares. Asunción ya manifestó interés en retener parte del volumen para consumo propio. La vía Uruguay, en tanto, aprovecharía los gasoductos Cruz del Sur y del Litoral —subutilizados— para extenderlos hasta Porto Alegre.
Ninguna opción es sencilla ni barata. Todas requieren coordinación multilateral. El GTB recomendó prorrogar el trabajo 180 días adicionales para profundizar estudios y definir qué ruta priorizar. Los nudos que frenan el avance
Más allá de la ingeniería, el proyecto enfrenta obstáculos políticos y regulatorios que no deben subestimarse. Para que el gas argentino sea competitivo en São Paulo, el precio final debe ubicarse entre 7 y 10 dólares por millón de BTU. Hay al menos tres fricciones que resolver.
Primero, el tratamiento impositivo: el gas boliviano y el GNL importado gozan de exenciones federales en Brasil. El gas argentino tributaría, lo que distorsiona su competitividad desde el inicio. Segundo, las retenciones: el derecho de exportación del 8% que aplica Argentina es un costo que el mercado brasileño pide revisar.
La advertencia del sector es directa: «Si Bolivia cobra 1,9 dólares el millón de BTU y en Argentina pagamos 50 centavos de retenciones, la cuenta no va a cerrar». Tercero, los contratos de largo plazo: financiar estas megaobras requiere acuerdos de suministro firme por 10 años o más. Eso es complejo dado el consumo estacional interno de Argentina.
Argentina ya avanzó con la Ley de Bases (N.º 27.742). La norma desregula el transporte de gas y permite gasoductos dedicados de acceso restringido. Sin embargo, la arquitectura regulatoria regional aún tiene grietas que solo se cerrarán con acuerdos multilaterales.
Un impacto que excede la energía
La integración energética regional que se diseña no se limita a gasoductos y centrales eléctricas. Toca la seguridad alimentaria, la competitividad industrial y la transición energética de toda la región.
OLACDE señala que uno de los objetivos centrales es reducir la dependencia de fertilizantes nitrogenados importados. La región gastó más de 6.000 millones de dólares en ese insumo en 2025. Gas a precios regionales competitivos permitiría reactivar plantas de producción local. El impacto en costos agrícolas y seguridad alimentaria sería directo. Al mismo tiempo, el gas natural se posiciona como el combustible de la transición justa: aporta firmeza ante la intermitencia de las renovables y desplaza combustibles líquidos más contaminantes.
En paralelo, los puertos del Bío Bío chileno ya se mueven. La Liga Marítima de Chile y la Asociación de Agentes de Naves realizaron su primer coloquio regional en Concepción. Ejecutivos de Talcahuano San Vicente, Muelles de Penco, DP World Lirquén y Puerto Coronel presentaron sus terminales como puerta de entrada para las cargas de Río Negro, Neuquén y Vaca Muerta. La infraestructura portuaria del Pacífico también quiere ser parte del nuevo mapa energético.
YPF como locomotora de la expansión de Vaca Muerta
En el frente corporativo, YPF avanza con ambición. Su CEO, Horacio Marín, anunció el pago de dividendos a partir de 2028. El plan se apoya en inversiones de 25.000 millones de dólares en el proyecto LLL Oil: 1.152 pozos y 240.000 barriles diarios desde 2032. Las exportaciones proyectadas ascienden a 7.000 millones de dólares anuales.
Además, YPF avanza en el proyecto GNL junto a ENI y XRG. Esa iniciativa requiere 30.000 millones adicionales y generaría hasta 50.000 empleos en su pico de actividad. Si los marcos regulatorios y los acuerdos bilaterales se consolidan, el efecto sobre la economía regional —en divisas, empleo e infraestructura logística— será de magnitud histórica.
La ventana está abierta, pero no indefinidamente
Las ventanas de oportunidad en geopolítica energética no son eternas. Brasil desarrolla su Presal y no esperará indefinidamente. Paraguay enfrenta cortes eléctricos antes de 2030 si no construye centrales a gas. Chile busca posicionar sus puertos sureños como hub logístico regional.
Argentina tiene los recursos. Tiene, a medias, el marco legal. Le falta la coordinación política para decidir qué ruta priorizar, negociar las asimetrías impositivas y firmar contratos de largo plazo. El GTB lo resume con claridad: el objetivo es transformar a Argentina de importador estacional en gran proveedor energético de la región. La geología ya tomó partido. Ahora le toca a la política.
