En un movimiento estratégico que busca reconfigurar el mapa energético del Cono Sur, la Argentina y Brasil han acelerado las negociaciones para que el gas natural de Vaca Muerta alimente la creciente demanda industrial brasileña. El punto de partida formal fue la firma de un Memorando de Entendimiento (MdE) el 18 de noviembre de 2024 entre el ministro de Economía argentino, Luis Caputo, y el ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira.

A raíz de este acuerdo, se conformó un Grupo de Trabajo Bilateral (GTB) que, tras meses de reuniones técnicas con productores y transportistas, ha delineado el camino para una integración que podría garantizar el suministro regional por más de 50 años.

El desafío de la infraestructura: Las cuatro rutas clave

El informe técnico del GTB identifica cuatro alternativas principales para que el fluido neuquino cruce la frontera, cada una con distintos niveles de inversión y desafíos logísticos:

1. Vía Bolivia (Gasoducto Norte): Esta ruta aprovecha la infraestructura existente del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) y el sistema boliviano para conectar con el Gasbol en Brasil. Es una de las opciones más inmediatas, pero requiere la reversión total del Gasoducto Norte y obras de expansión en Argentina (especialmente el tramo Tratayén-La Carlota), con una inversión estimada de entre US$ 2.900 y US$ 3.100 millones. Como alternativa a la ampliación del Gasoducto Norte, existe la posibilidad de completar el gasoducto GNEA (ENARSA), aunque no se presentó una estimación del monto de inversión requerido.
2. Vía Uruguayana (Conexión Directa): Consiste en finalizar el tramo remanente del gasoducto Uruguayana-Porto Alegre (Gasup) en territorio brasileño. Del lado argentino, el sistema TGN-TGM en Paso de los Libres debería ampliarse para transportar hasta 12 millones de m³/día. Esta alternativa demandaría entre US$ 3.900 y US$ 4.900 millones, considerando las adecuaciones en el tramo sur del Gasbol para revertir su flujo y podría conseguir un crédito del BNDES.
3. Vía Paraguay (Corredor Bioceánico): Prevé un nuevo gasoducto de 1.050 km que atravesaría la región del Chaco paraguayo siguiendo la traza del Corredor Bioceánico. Con una capacidad proyectada de 30 millones de m³/día, la inversión total ascendería a unos US$ 5.400 millones. Tiene el interés del gobierno paraguayo de quedarse con parte de ese volumen para consumo propio y se muestra como una opción más confiable que Bolivia, un país que despierta mayor riesgo político.
4. Vía Uruguay: Esta opción utilizaría los gasoductos Cruz del Sur y del Litoral, ya existentes pero subutilizados, extendiéndolos unos 900 km (sumando tramos uruguayos y brasileños) hasta Porto Alegre. Aunque no hay estimaciones de costos finales tan precisas, se considera una alternativa viable para aprovechar activos existentes.

Avances en la negociación y obstáculos comerciales

Las negociaciones han avanzado a través de un Comité Técnico que se reúne semanalmente para armonizar marcos regulatorios. La Argentina ya ha dado un paso fundamental con la promulgación de la Ley de Bases (N.º 27.742), que desregula el transporte de gas y permite la creación de "gasoductos dedicados" de acceso restringido, lo que otorga mayor seguridad jurídica a los inversores privados.

Sin embargo, para que el gas argentino sea competitivo en São Paulo —donde se busca un precio final de entre 7 y 10 dólares por millón de BTU— aún quedan nudos por desatar:

• Tratamiento impositivo: Los agentes del sector advierten que, mientras el gas de Bolivia y el GNL importado gozan de exenciones de impuestos federales en Brasil (PIS/Cofins), el gas argentino actualmente tributa, lo que afecta su competitividad.
• Retenciones: El derecho de exportación del 8% que aplica Argentina es visto como un costo adicional que el mercado brasileño pide revisar.
• Contratos de largo plazo: La industria coincide en que para financiar estas megaobras se necesitan contratos de suministro firme por 10 años o más, algo complejo dada la estacionalidad del consumo interno argentino.

Próximos pasos

El informe concluye que, si bien Vaca Muerta tiene recursos de sobra para abastecer a Brasil por décadas, la ventana de oportunidad requiere coordinación política para decidir qué ruta priorizar. Por lo pronto, se ha recomendado prorrogar el trabajo del GTB por 180 días adicionales para profundizar los estudios de costos y terminar de definir las reglas de despacho regional dentro del MERCOSUR.

El objetivo final es claro: transformar a la Argentina de un importador estacional en el gran proveedor energético de la potencia industrial de la región.

El aporte de OLACDE

En paralelo, la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) presentará un informe en San Pablo en el que detallará una hoja de ruta de inversión de hasta 18.000 millones de dólares para afianzar la interconexión de toda la región.

Ahí, analizarán el desafío de compensar la caída de producción de Bolivia y la Cuenca Austral en Argentina por el no convencional de Vaca Muerta (Cuenca Neuquina) y el off-shore del Presal en Brasil.

Se estima que la Cuenca Neuquina podría alcanzar una inyección de transporte de entre 170 y 190 MMm3/día, a los que se sumarían 130 MMm3/día destinados exclusivamente a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL). Por su parte, el Presal brasileño aportaría unos 63 MMm3/día. Con una oferta regional que superaría los 300 MMm3/día frente a una demanda potencial de 250 MMm3/día.

En cuanto a la demanda, observan oportunidades en el norte de Chile, en Bolivia, en Paraguay, en el sur de Brasil y al oeste de San Pablo, con precios competitivos para el gas argentino.

La integración no solo busca encender hornallas o centrales eléctricas. Un objetivo central es reducir la dependencia de la importación de fertilizantes nitrogenados, un insumo crítico donde la región gastó más de US$ 6.000 millones en 2025. La disponibilidad de gas a precios regionales competitivos permitiría reactivar plantas de producción local, mejorando la estructura de costos agrícolas y la seguridad alimentaria.

Asimismo, el gas natural se posiciona como el combustible de la transición energética justa, aportando firmeza a los sistemas eléctricos ante la intermitencia de las renovables y permitiendo el desplazamiento de combustibles líquidos más caros y contaminantes en la industria y el transporte de carga.

Desafíos pendientes

Pese al optimismo, OLACDE advierte que aún quedan desafíos regulatorios por resolver. Se requiere alinear criterios de medición, establecer tratados multilaterales que den garantías a los contratos privados y definir mecanismos de "alerta temprana" para monitorear la oferta y demanda. A su vez, coinciden en la importancia de la baja de retenciones a la exportación de gas y la reducción de tarifas de transporte en todos los países, especialmente en Bolivia donde tienen el valor más elevado.

“Si Bolivia cobra 1,9 dólares el millón de BTU y en Argentina pagamos 50 centavos de dólar de retenciones, la cuenta no va a cerrar”, advierten.