El gas de Vaca Muerta podría abastecer la demanda en Latinoamérica durante los próximos 100 años, según la IGU
Un informe elaborado por la International Gas Union (IGU), aborda las oportunidades del gas natural en América Latina y estima que los recursos técnicamente recuperables de Vaca Muerta podrían cubrir entre 45 y 124 años del consumo actual de Argentina, Brasil, Bolivia, Uruguay y Chile. Además, sostiene que el desarrollo de infraestructura será determinante para convertir ese potencial en exportaciones e integración regional.
América Latina y el Caribe atraviesan un escenario energético diverso. La región cuenta con abundantes recursos naturales, pero al mismo tiempo mantiene brechas de infraestructura y niveles de pobreza energética, mientras avanza en la incorporación de energías renovables y enfrenta el desafío de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.
En ese contexto, el gas natural ocupa un lugar estratégico. Aunque países de la región avanzaron en generación eléctrica eólica y solar, una parte importante de sus sistemas energéticos todavía depende de combustibles con mayores niveles de emisiones.
Según el informe elaborado por La International Gas Union (IGU), junto a Arpel y Olade, titulado “Argentina – The Promise of Vaca Muerta”, la región posee importantes recursos convencionales y no convencionales, además de infraestructura de transporte que conecta distintos mercados. Entre los principales activos se encuentran las reservas de Venezuela, Vaca Muerta en Argentina y los yacimientos presal de Brasil, mientras que Bolivia, Perú y Trinidad y Tobago cuentan con producción madura y Guyana y Surinam aparecen como nuevas fronteras de exploración.
Sin embargo, se plantea que América Latina y el Caribe todavía no lograron aprovechar plenamente esos recursos para convertirlos en un motor de desarrollo económico, integración regional y participación en el mercado mundial de gas natural.
Una pequeña proporción de la producción total mundial de Gas, que representa aproximadamente el 5% en 2024. Esta cuota ha disminuido en los últimos años, ya que la producción regional cayó de 227 mil millones de metros cúbicos (bcm) en 2015 a 202 bcm en 2024, mientras que la producción mundial de Gas se expandió rápidamente, impulsada en gran parte por el desarrollo del gas de lutitas en los Estados Unidos.
Vaca Muerta, el gran recurso disponible
Dentro de ese escenario, Vaca Muerta se destaca por la magnitud de sus recursos. Según una estimación del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG) correspondiente a 2024, la formación cuenta con entre 4,1 y 11,1 billones de metros cúbicos (Tcm) de gas natural técnicamente recuperable, equivalentes a entre 144 y 393 billones de pies cúbicos (Tcf). El valor de referencia utilizado por el estudio es de 7,2 Tcm, unos 255 Tcf.
Para dimensionar ese volumen, el informe compara los recursos de Vaca Muerta con el consumo de gas de los principales países del Cono Sur.
En 2024, el consumo combinado de Argentina, Brasil, Bolivia, Uruguay y Chile fue de aproximadamente 90.000 millones de metros cúbicos (bcm). A partir de esa comparación, los recursos técnicamente recuperables de Vaca Muerta podrían cubrir el consumo actual de esos cinco países durante un período de entre 45 y 124 años.
Es decir, dependiendo del nivel de recursos que finalmente pueda recuperarse, Vaca Muerta tendría capacidad para abastecer durante varias décadas una parte sustancial de la demanda regional. El extremo superior del rango es el que permite hablar de un horizonte cercano a los 100 años.
El desarrollo de estos recursos podría modificar además uno de los principales obstáculos que históricamente tuvo la integración gasífera del Cono Sur que se traduce en la falta de excedentes disponibles para exportar.
La integración regional del mercado de gas natural en Sudamérica comenzó a desarrollarse a fines de la década de 1960 y atravesó distintos períodos de expansión y retroceso, vinculados con los ciclos económicos, las decisiones políticas y el nivel de inversión.
En las últimas décadas se construyeron 15 gasoductos transfronterizos que conectan Argentina, Brasil, Bolivia, Uruguay y Chile. A ellos se sumó en 2007 el Gasoducto Antonio Ricaurte, destinado a transportar gas entre Colombia y Venezuela, con lo que el número total de gasoductos transfronterizos en Sudamérica llegó a 16.
El problema es que buena parte de esa infraestructura se encuentra infrautilizada. El informe atribuye esta situación principalmente a la interrupción de las exportaciones argentinas de gas desde fines de la década de 2000 y, más recientemente, a la caída de la producción boliviana.
Por eso, una de las ventajas que tiene Sudamérica es que el paso más complejo de la integración —la construcción de una red de gasoductos— ya se realizó en buena medida.
La principal barrera fue la disponibilidad de gas. La integración regional estuvo limitada más por la falta de excedentes exportables que por la ausencia de infraestructura. Según estiman, el crecimiento de Vaca Muerta puede cambiar ese escenario y permitir que Argentina vuelva a ocupar un lugar central en el mercado gasífero del Cono Sur.
Argentina ya cambió su matriz de producción
La transformación comenzó a verse en los niveles de producción. Desde mediados de la década de 2010, el gas no convencional argentino aumentó significativamente: pasó de 17 millones de metros cúbicos diarios en 2015 a 90 millones en 2025.
Prácticamente todo ese crecimiento provino de Vaca Muerta. En paralelo, la producción convencional se redujo a la mitad durante el mismo período, de 100 a 52 millones de metros cúbicos diarios.
El incremento del gas no convencional no solo compensó la caída del convencional, sino que permitió que la producción total registrara un crecimiento neto del 20% durante el período analizado.
Este cambio ya permitió recuperar las exportaciones de gas argentino hacia países vecinos, principalmente Chile. El país vecino se convirtió en el principal destino de las exportaciones argentinas de gas, especialmente a través del gasoducto GasAndes. La cercanía con la Cuenca Neuquina y las características del sistema de transporte argentino favorecieron este intercambio.
El gas de Vaca Muerta también permitió a Chile reemplazar parte de sus importaciones de GNL, que resultan más costosas, por gas natural argentino.
Sin embargo, todavía existe margen para aumentar los volúmenes. La capacidad de exportación hacia Chile ronda los 30 millones de metros cúbicos diarios, mientras que la demanda promedio del país durante el período 2020-2024 fue de unos 19 millones de metros cúbicos diarios.
Las limitaciones actuales se encuentran en el sistema troncal de gasoductos argentino, que todavía necesita adaptarse a la nueva distribución geográfica de la producción.
En los últimos años se realizaron obras como el Gasoducto Perito Moreno y el Gasoducto Mercedes-Cardales. También se avanzó con nuevas estaciones de compresión y ampliaciones del sistema de transporte. Según el informe, estas obras permitirían incorporar 14 millones de metros cúbicos diarios adicionales desde el invierno de 2027.
Otro avance fue la reversión del Gasoducto Norte, que incluyó la construcción del Gasoducto La Carlota-Tío Pujio y la reversión de cuatro estaciones de compresión.
Estas obras permitieron reemplazar el suministro boliviano y reforzar el abastecimiento interno, aunque todavía no son suficientes para garantizar exportaciones continuas desde el norte argentino sin afectar la seguridad del suministro doméstico.
El potencial de crecimiento hacia Chile es significativo. Las estimaciones citadas por el informe indican que el país podría requerir hasta 14,7 millones de metros cúbicos diarios de gas argentino para reemplazar centrales de generación a carbón, particularmente en la zona norte.
Un reciente estudio de la Organización Latinoamericana y del Caribe de Energía (OLADE), realizado junto con CAF, identificó como obras clave la expansión del sistema de Transportadora de Gas del Norte (TGN) y la optimización de la reversión del Gasoducto Norte. El costo estimado de ese proyecto ronda los US$1.400 millones. En este escenario, una mayor integración regional también podría reducir los costos de abastecimiento de Uruguay.
Durante los meses de frío, entre mayo y septiembre, Uruguay paga un precio considerablemente más elevado por el gas argentino. En el invierno de 2024, el precio promedio de exportación de Argentina hacia Uruguay fue de US$3,8 por MMBtu.
La explicación está vinculada con el mecanismo de formación de precios: el gas exportado a Uruguay se encuentra relacionado con el costo del GNL que Argentina debe importar.
Si Vaca Muerta genera excedentes suficientes para reducir o eliminar las importaciones argentinas de GNL, ese esquema podría modificarse y permitir que Uruguay acceda a gas argentino a un precio más competitivo.
Oportunidades de conquista
La producción boliviana de gas natural pasó de aproximadamente 60 millones de metros cúbicos diarios en 2015 a 28 millones en 2025. Además, la caída se aceleró durante los últimos años, con una disminución promedio del 12% anual entre 2022 y 2025.
Si esa tendencia continúa y no se desarrollan nuevos recursos, el país podría quedarse sin excedentes exportables a comienzos de la década de 2030. En ese escenario, el gas argentino podría contribuir a sostener el abastecimiento boliviano. Al mismo tiempo, Bolivia podría aprovechar su infraestructura existente para transportar gas argentino hacia Brasil.
Durante 2025, aproximadamente 13 millones de metros cúbicos diarios fueron exportados a Brasil a través del GASBOL, lo que representó cerca del 40% de la capacidad de transporte del gasoducto. De esta manera, la integración con Argentina podría generar una nueva utilización para una infraestructura que actualmente está parcialmente subutilizada.
Dentro de las posibles conquistas para el gas argentino, Brasil aparece como uno de los mercados con mayor potencial para Vaca Muerta, aunque llegar con volúmenes firmes requerirá nuevas inversiones.
Actualmente se analizan cuatro alternativas para transportar gas argentino hacia Brasil: a través de Bolivia, Paraguay, Uruguay y Uruguaiana. El gobierno brasileño manifestó una preferencia por desarrollar el corredor de Uruguaiana, que tiene la ventaja de aprovechar parte de una infraestructura construida décadas atrás.
En la década de 1990 se proyectó un corredor para conectar el gas argentino con el sur de Brasil. Del lado argentino se construyó el gasoducto Aldea Brasilera-Uruguaiana, de 437 kilómetros, propiedad de Transportadora de Gas del Mercosur.
En Brasil se construyeron las secciones 1 y 3 del gasoducto Uruguaiana-Porto Alegre, de 25 kilómetros cada una. Sin embargo, nunca se construyó la sección central, de unos 590 kilómetros, que permitiría conectar efectivamente el mercado argentino con la red brasileña.
La construcción de ese tramo permitiría transportar unos 15 millones de metros cúbicos diarios de gas argentino a Brasil. El costo estimado para esta obra ronda los US$500 millones.
Además de aprovechar infraestructura existente, el proyecto permitiría abastecer zonas de Rio Grande do Sul que actualmente no cuentan con suficiente suministro de gas. El informe estima que existe una demanda insatisfecha de aproximadamente 5 millones de metros cúbicos diarios en ese estado.
Los 10 millones de metros cúbicos diarios restantes podrían incorporarse a la red brasileña mediante el GASBOL.
Pero para que el gas de Vaca Muerta pueda llegar a Brasil con suministro firme, independientemente de la ruta elegida, será necesario construir un nuevo gasoducto de transporte entre Neuquén, desde Tratayén o desde un punto de conexión con el Gasoducto Perito Moreno y La Carlota.
Considerando las obras necesarias en ambos países, el informe estima que la inversión total para habilitar las exportaciones argentinas hacia Brasil a través de Uruguaiana podría alcanzar unos US$4.500 millones, con aproximadamente US$2.500 millones correspondientes al lado argentino.
El potencial de Vaca Muerta es enorme, pero el informe advierte que su desarrollo no depende únicamente de la disponibilidad de recursos en el subsuelo. Será necesario ampliar la capacidad de producción, procesamiento y transporte de gas para acompañar el crecimiento de la demanda regional y de los proyectos de exportación.
El mismo plantea que aumentar la producción a una escala suficiente para desarrollar plenamente los recursos de Vaca Muerta será un desafío para toda la cadena de valor argentina. También será necesario incrementar la capacidad de procesamiento, particularmente debido al contenido de líquidos del gas de Vaca Muerta.
En este punto, el informe menciona la iniciativa anunciada por TGS en marzo de 2026 para procesar gas natural en origen, en Vaca Muerta, con una inversión estimada de US$10.000 millones. Estas inversiones requieren acuerdos de suministro firmes y de largo plazo para garantizar la viabilidad económica de los proyectos y facilitar su financiamiento.
Por eso, el precio final del gas argentino será un factor determinante para definir hasta qué punto puede avanzar la integración regional, especialmente en el caso de Brasil.
El GNL abre otra puerta
Además de abastecer los mercados regionales mediante gasoductos, Vaca Muerta tiene otra vía para monetizar sus recursos: el GNL. El informe identifica tres grandes oportunidades para el desarrollo del GNL en América Latina y el Caribe: monetizar las reservas de gas, respaldar la integración de fuentes renovables en la generación eléctrica y contribuir a la descarbonización de la matriz eléctrica.
La infraestructura regional de GNL viene creciendo. En 2024, después de más de una década, comenzó a operar una nueva planta de licuefacción en la región, Altamira LNG, en México. Con esa incorporación, América Latina y el Caribe alcanzaron una capacidad de licuefacción de 20,65 millones de toneladas anuales, distribuidas entre Trinidad y Tobago, Perú y México.
Argentina se prepara para sumar nueva capacidad a partir de los proyectos vinculados con Vaca Muerta.
En mayo y agosto de 2025, las dos primeras fases de Southern Energy FLNG alcanzaron sus decisiones finales de inversión. El proyecto contempla dos unidades flotantes de GNL en el Golfo de San Matías.
La primera unidad, Golar Hilli Episeyo FLNG, tendrá una capacidad de 2,45 millones de toneladas anuales y está prevista para comenzar a operar en 2027. La segunda, Golar MK II FLNG, tendrá una capacidad de 3,50 millones de toneladas anuales y su puesta en marcha está prevista para 2028.
El consorcio está integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, y apunta a licuar y exportar gas no convencional producido en Vaca Muerta.
En una etapa posterior se contempla además la construcción de un gasoducto dedicado para conectar directamente la formación neuquina con el Golfo de San Matías.
El proyecto ya avanzó en la búsqueda de mercados para su producción. En marzo de 2026, Southern Energy firmó un acuerdo definitivo con SEFE, empresa propiedad del Gobierno Federal alemán, para suministrar 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años, con entregas previstas desde fines de 2027.
El acuerdo se convirtió en el mayor contrato de exportación de GNL de Argentina hasta ese momento por volumen y duración.
A los proyectos de Southern Energy se suma Argentina LNG, desarrollado por YPF junto con Eni y XRG, de ADNOC. El proyecto contempla inicialmente una capacidad de 12 millones de toneladas anuales de GNL, con una posible ampliación hasta 18 millones.
Durante 2025, YPF y Eni firmaron la Descripción Técnica Final del Proyecto, que estableció el alcance y las especificaciones técnicas y permitió avanzar en la ingeniería necesaria para las unidades flotantes de GNL, las instalaciones de tratamiento y el gasoducto que llevará el gas desde Vaca Muerta hasta la costa de Río Negro.
En febrero de 2026, YPF, Eni y XRG formalizaron un Acuerdo de Desarrollo Conjunto para avanzar con los trabajos de ingeniería y los contratos necesarios con el objetivo de alcanzar la decisión final de inversión durante 2026.
El crecimiento de estos proyectos será clave para que Vaca Muerta pueda desarrollarse a una escala mayor. De acuerdo con otro estudio del IAPG citado en el informe, los proyectos de GNL que se encuentran actualmente en construcción o planificación podrían demandar casi 100 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.
Ese volumen muestra la magnitud del desafío que enfrenta Argentina: transformar los recursos disponibles en producción, procesarlos y contar con la infraestructura necesaria para trasladarlos tanto hacia los mercados regionales como hacia las futuras plantas de GNL.
De concretarse esas inversiones, Vaca Muerta no solo podría consolidarse como el principal motor del crecimiento gasífero argentino, sino también convertirse en una pieza central de una nueva etapa de integración energética en el Cono Sur. El potencial estimado —de entre 45 y 124 años del consumo actual de Argentina, Brasil, Bolivia, Uruguay y Chile— da una dimensión de la escala de los recursos que están disponibles.
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