Bolivia podría importar de Vaca Muerta a partir de 2031

Durante casi veinte años, Bolivia abasteció de gas natural a la Argentina mediante contratos firmes. Ese ciclo terminó el 18 de septiembre de 2024, con la finalización del acuerdo de largo plazo. Desde entonces se registraron operaciones puntuales o interrumpibles, pero ya no bajo el esquema de suministro firme que había marcado la relación bilateral. 

El cambio coincidió con dos trayectorias opuestas: el declino de los campos maduros bolivianos y el crecimiento de la producción no convencional argentina  Según el análisis de Alpes Energy, Bolivia podría comenzar a necesitar gas importado a partir de 2031. En ese contexto aparece una pregunta que hasta hace pocos años parecía improbable: ¿puede Vaca Muerta convertirse en su principal fuente de abastecimiento complementario?

Dos curvas que ya cambiaron el mapa

Bolivia alcanzó su máximo de producción en 2014, con 59,6 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d). Si se toma un período comparable de diez años, pasó de 56,6 MMm³/d en 2016 a una producción promedio proyectada por YPFB de 26,6 MMm³/d para 2026. La disminución acumulada es de aproximadamente 53%, equivalente a una tasa media de declino del 7,3% anual.

En sentido contrario, la Cuenca Neuquina pasó de producir 70,7 MMm³/d en 2016 a un promedio de 110,0 MMm³/d entre enero y julio de 2026, un crecimiento cercano al 56%. Pero el cambio más significativo está en su composición: el gas no convencional (shale y tight) aumentó de 26,4 MMm³/d a 97,7 MMm³/d, elevando su participación dentro de la cuenca del 37% al 89%.

La comparación no implica un reemplazo automático entre ambos mercados, pero sí evidencia un profundo cambio de escala y composición en la oferta regional. Mientras Bolivia perdió alrededor de 30 MMm³/d de producción en diez años, la Cuenca Neuquina sumó cerca de 39 MMm³/d de producción total y más de 71 MMm³/d de gas no convencional, que pasó a convertirse en el principal componente de su producción.

2031: el año en que el flujo podría invertirse

Para dimensionar este escenario, Alpes Energy analizó series oficiales de YPFB y del Instituto Nacional de Estadística de Bolivia. A diferencia del declino promedio del 7,3% anual registrado entre 2016 y 2026, para la proyección se construyó un escenario de sensibilidad que supone que no se incorporan descubrimientos relevantes, mantiene una demanda interna de referencia cercana a 14 MMm³/d y considera, a partir de 2026, una caída de la producción del respetando la tendencia de declino actual. 

Bajo estas condiciones, la producción se ubicaría cerca de 15,3 MMm³/d en 2031, apenas 1,4 MMm³/d por encima de la demanda interna de referencia. Ese margen reducido podría generar necesidades de abastecimiento complementario ante picos de consumo o restricciones operativas. En 2032, el promedio anual de producción caería por debajo de la demanda interna.

Por eso, 2031 debe interpretarse como un posible punto de inflexión dentro de este escenario de sensibilidad, y no como un pronóstico oficial.

Por qué Argentina aparece como el proveedor lógico

La cercanía geográfica es sólo una parte. Desde noviembre de 2024, la Reversión del Gasoducto Norte permite transportar hasta 15 MMm³/d desde el centro argentino hacia las provincias del NOA, reemplazando en parte el gas que llegaba desde Bolivia y dejando abierta una plataforma para exportaciones regionales.

A esto se suma el reciente anuncio de TGN del Gasoducto Manuel Belgrano, un proyecto de 753 km que busca ampliar el transporte de gas desde Vaca Muerta hacia el centro y norte del país, con una puesta en funcionamiento prevista para abril de 2029 reforzando la evacuación para el gas argentino hacia mercados regionales.

Además, la ruta ya tuvo una prueba concreta: en abril de 2025 se transportaron cerca de 0,5 millones de m³ de gas argentino hacia Brasil utilizando la red boliviana. El ensayo demostró que la infraestructura puede operar en el nuevo sentido. Para abastecer a Bolivia, sin embargo, todavía habría que acordar capacidad firme, puntos de entrega, calidad, tarifas y reglas comerciales.

El principal límite es estacional. La Argentina consume mucho más gas en invierno, de modo que un contrato estable con Bolivia requeriría producción, transporte y almacenamiento suficientes para no depender sólo de excedentes interrumpibles. La oportunidad existe, pero necesita convertirse en un producto comercial y regulatorio, no solamente en una posibilidad física.

Una oportunidad, no un destino inevitable

Desde esta perspectiva, Bolivia podría convertirse a partir de 2031 en un mercado cercano y estratégico para el gas de Vaca Muerta. No tendría la escala potencial de Brasil o de un proyecto de GNL, pero para la Argentina sumaría una salida regional de alto valor; para Bolivia, ofrecería respaldo mientras intenta reconstruir su propia curva de producción.

La pregunta regional ya no es si el gas puede circular en sentido inverso, sino cuándo y bajo qué condiciones comerciales podría hacerlo. Si Bolivia comienza a requerir importaciones desde 2031, Vaca Muerta parte como la alternativa más lógica por abundancia de recurso, distancia e infraestructura.