Un paquete de inversiones en infraestructura que alcanza los US$ 3.650 millones se presenta como la llave para conectar el potencial regional del gas no convencional de Vaca Muerta con la demanda industrial y eléctrica de Chile.

La cifra surge del reciente informe Opportunities for the Development of Gas in Latin America and the Caribbean, elaborado conjuntamente por la International Gas Union (IGU), ARPEL y OLADE.

El estudio ubica este desembolso como el eje central e inicial de un esquema más amplio de integración entre los mercados del Cono Sur.

El trabajo de la IGU analiza cómo la abundancia de recursos no convencionales en la Argentina coincide con dos urgencias regionales: la descarbonización del sistema eléctrico chileno y la severa declinación de la producción en Bolivia.

Tal como señala el documento, "América Latina y el Caribe se encuentran en un momento decisivo para su futuro energético" donde la infraestructura existente y su ampliación resultan clave para conectar la oferta con el consumo.

Dentro de la proyección global de US$ 3.650 millones para el eje transandino, el primer tramo prioritario demanda US$ 1.400 millones. Esta inversión se debería destinar a la ampliación del sistema del Gasoducto Centro-Oeste y el ducto GasAndes, una obra diseñada para garantizar exportaciones firmes desde la Cuenca Neuquina hacia la zona central chilena por hasta 16 millones de metros cúbicos diarios ($MMm3/d$) durante los doce meses del año.

La red del norte argentino

El segundo frente de inversión transandino contempla entre US$ 1.200 y US$ 1.500 millones para intervenir la red del norte argentino administrada por TGN y desbloquear los envíos a través de los gasoductos GasAtacama y Norandino.

Este nodo busca abastecer la demanda de las mineras y del parque generador del norte chico chileno, permitiendo desplazar definitivamente las centrales térmicas a carbón de esa región.

Los números del mercado chileno justifican la magnitud de las obras proyectadas. Entre 2020 y 2024, el consumo promedio de gas en Chile fue de 19MMm3/d, frente a una capacidad técnica teórica instalada en los tres ductos transandinos que alcanza los 30MMm3/d.

La brecha entre la capacidad teórica y el flujo real responde a los cuellos de botella en el sistema de transporte, que impiden maximizar los ductos de exportación existentes.

Según IGU, OLADE y CAF, el sector eléctrico chileno requiere 14,7MMm3/d adicionales de gas para lograr el apagado efectivo de sus plantas a carbón. Garantizar ese volumen por red le permitiría a Chile sustituir costosas importaciones de gas natural licuado (GNL) que ingresan por Quintero y Mejillones, mejorando su balanza comercial y acelerando sus metas ambientales de reducción de emisiones.

Bolivia y declinación

La urgencia por construir este corredor transfronterizo corre en paralelo al dramático declive de la producción en Bolivia, históricamente el gran abastecedor de la región.

El informe detalla que la extracción boliviana cayó de 60MMm3/d en 2015 a 28MMm3/d en 2025. En el trienio 2022-2025, el ritmo de caída promedió un 12 % anual, configurando una contracción estructural que amenaza su propio abastecimiento.

De mantenerse esta trayectoria sin nuevos hallazgos, las proyecciones sectoriales advierten que Bolivia carecerá por completo de saldos exportables hacia el año 2030.

Esta realidad precipitó la finalización del contrato de suministro entre Enarsa y YPFB a fines de 2024, interrumpiendo las compras permanentes de gas boliviano por parte de la Argentina, que en el invierno de 2025 requirió $16~MMm3/d$ de GNL para cubrir picos de demanda.

Frente a la infrautilización de su red de transporte, Bolivia convirtió su crisis extractiva en una oportunidad logística mediante el Decreto Supremo N° 5260 de 2024, que habilitó el servicio internacional de peaje.

El 1 de abril de 2025 se concretó el hito histórico de transportar 1,2 millones de metros cúbicos de gas argentino (Vaca Muerta y Cuenca Austral) en tránsito por ductos bolivianos hacia el mercado de Brasil. La estructuración de este corredor a Brasil contó con la coordinación de TotalEnergies para alinear las normativas de las tres jurisdicciones.

El esquema fijó pautas operativas estrictas sobre la titularidad de la molécula, el pago de tarifas reguladas de transporte y compresión independientes del valor del gas, la delimitación de puntos de medición y protocolos para gestionar desbalances o eventuales contingencias de fuerza mayor.

Para respaldar tanto la demanda interna como los compromisos de exportación a Chile y Brasil, la red de transporte en la Argentina ejecuta obras clave de expansión.

Destacan la puesta en marcha del gasoducto Perito Moreno, el tramo Mercedes-Cardales y la reversión del Gasoducto Norte mediante la obra La Carlota-Tío Pujio, que permitió cambiar el sentido del flujo para abastecer el centro y norte argentino con gas neuquino.

A este despliegue se suman los trabajos de Transportadora de Gas del Sur (tgs), que contempla la construcción de tres estaciones compresoras y la ampliación de una planta existente.

Estas obras aportarán una capacidad incremental de evacuación de 14MMm3/d a partir del invierno de 2027, fortaleciendo el volumen disponible en los nodos fronterizos para consolidar envíos firmes hacia los países vecinos.

El análisis de la IGU remarca que el gas por red convive con iniciativas complementarias de descarbonización en la región. En Chile, la planta de tratamiento de aguas residuales La Farfana produce 64 mil metros cúbicos diarios de biometano depurado que se inyectan a la red urbana. En Bolivia, la penetración del gas natural vehicular busca contener la importación de diésel, que en 2024 cubrió el 75 % del consumo nacional.

Como sintetiza el documento conjunto de IGU, ARPEL y OLADE, "a lo largo de la próxima década, la región puede evolucionar desde un mercado de gas mayoritariamente autosuficiente hacia un nodo energético más conectado internacionalmente".

La inversión proyectada en el eje con Chile representa el paso decisivo para que el potencial de Vaca Muerta transforme la red del Cono Sur en una garantía de seguridad energética.