Proyectos de impacto regional
En un contexto de transformación energética regional, Argentina consolida su transición de importador neto a exportador de gas natural, gracias al desarrollo acelerado de Vaca Muerta.
Brasil, ante el declive de las exportaciones bolivianas y la necesidad de diversificar su matriz para sostener el crecimiento industrial, emerge como el destino natural para los excedentes argentinos.
En los hechos, las exportaciones de gas argentino hacia Brasil ya son una realidad operativa en volúmenes iniciales, aunque aún modestos, y se proyectan crecimientos significativos hacia 2030.
El Memorando de Entendimiento bilateral firmado en noviembre de 2024 por los ministros Luis Caputo y Alexandre Silveira estableció el marco para alcanzar hasta 30 millones de metros cúbicos diarios (m³/d) en ese horizonte, con un grupo de trabajo que evalúa múltiples rutas.
A continuación, un análisis detallado de las cinco iniciativas más relevantes existentes, con énfasis en su estado operativo actual, detalles técnicos y perspectivas.
1. La ruta boliviana: la única plenamente operativa en 2025
Esta es, sin duda, la vía más consolidada y la que concentra la totalidad de las exportaciones actuales de gas argentino a Brasil.
Aprovecha la reversión del Gasoducto Norte argentino (inaugurada en 2024) y la capacidad ociosa del Gasoducto Bolivia-Brasil (Gasbol), de 30 millones de m³/d nominales.
Las primeras operaciones comenzaron en abril de 2025: TotalEnergies realizó el envío inaugural de 500.000 m³/día a Matrix Energía, seguido por Tecpetrol (hasta 250.000 m³/día), Pluspetrol y otras productoras. Petrobras también concretó importaciones directas desde Vaca Muerta. Bolivia actúa como país de tránsito, cobrando un canon, y YPFB ha facilitado la agregación de volúmenes.
En diciembre de 2025, los volúmenes promedio se estiman entre 2 y 5 millones de m³/día, principalmente en modalidad interrumpible, aunque ya existen contratos firmes piloto. Esta ruta es la más económica por utilizar infraestructura existente y representa el grueso de la integración energética actual. Las proyecciones indican que podría escalar a 10-15 millones de m³/día en los próximos años, siempre que se optimicen compresiones y conexiones.
2. El Memorando de Entendimiento bilateral: el marco estratégico que habilita todo
Firmado en noviembre de 2024 durante el G20 en Río de Janeiro, este acuerdo gubernamental es el pilar institucional de la integración gasífera. Crea un grupo de trabajo permanente que evalúa infraestructura, regulaciones y rutas alternativas, con el objetivo explícito de exportar hasta 30 millones de m³/día hacia 2030.
El memorando está plenamente operativo desde su firma y ha sido el catalizador directo de las exportaciones iniciales a través de Bolivia. Facilita operaciones interrumpibles, firmes y de emergencia, priorizando la competitividad de precios y la diversificación brasileña. En 2025, ha impulsado revisiones regulatorias y permisos de exportación, sentando las bases para contratos de largo plazo.
Las actualizaciones recientes indican que Brasil y Argentina están cerca de un acuerdo adicional sobre comercio de gas natural, con volúmenes iniciales de 2 millones de m³/día ya en marcha desde Vaca Muerta, y proyecciones para expandir el suministro y reducir costos. Además, Petrobras realizó su primera importación de gas no convencional de Argentina en octubre de 2025, marcando un hito bajo este marco. Se trató de un paso clave en las ambiciones exportadoras, con contratos que permiten hasta 30 millones de m³/día. No es una ruta física, sino el esquema que coordina y viabiliza las demás opciones, con avances hacia acuerdos más específicos en septiembre de 2025.
3. El proyecto GásBra: la iniciativa privada más ambiciosa para una conexión directa
Impulsado por el consorcio brasileño GásBra (integrado por grandes consumidores industriales del complejo productivo de São Paulo, como Garantía Capital Ltd. y Transportadora Sulbrasileira de Gás - TSB), este proyecto propone un esquema integral: desarrollo de producción upstream en Vaca Muerta más la construcción de un gasoducto dedicado de 1630 km hasta Uruguaiana (frontera argentina-brasileña), con capacidad de 30 millones de m³/día.
La inversión estimada ronda los u$s7.000 millones solo en territorio argentino (u$s2.500 millones en upstream y u$s4.500 millones en infraestructura). El consorcio busca un permiso de exportación en firme por 30 años, similar al otorgado a proyectos de GNL bajo el RIGI.
En este momento, la iniciativa está en fase avanzada de estructuración: tras reuniones clave con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa (incluyendo una visita de directivos liderados por el CEO Marco Maia), las partes se dieron un plazo de seis meses para definir el proyecto definitivo.
Se planea conformar un fideicomiso financiero administrado por bancos brasileños para fondear las inversiones. Esta ruta se complementaría con la extensión brasileña prioritaria según el plan de la EPE (Empresa de Pesquisa Energética): un gasoducto de 593 km y 24 pulgadas desde Uruguaiana hasta Triunfo/Porto Alegre (capacidad inicial 15 millones de m³/día, presión 75 kgf/cm²), considerada la opción más madura para importaciones directas sin terceros países.
Aún no operativa (desarrollo greenfield), representa la apuesta privada más concreta para volúmenes masivos a mediano plazo, evitando cuellos de botella en rutas existentes y posicionando a los industriales brasileños como compradores directos.
4. La ruta bioceánica vía Paraguay: la alternativa trinacional en estudio
Paraguay promueve activamente convertirse en hub energético, proponiendo un gasoducto de aproximadamente 1.050 km que aproveche el Corredor Bioceánico Vial: desde la reversión del Gasoducto Norte argentino, 530 km por territorio paraguayo (terreno llano en el Chaco) hasta Carmelo Peralta, y conexión final hacia Campo Grande (Mato Grosso do Sul, cerca de San Pablo).
En 2025 se firmaron memorandos bilaterales (Paraguay-Brasil en febrero, Paraguay-Argentina en julio) y se creó un grupo de trabajo trinacional. La inversión estimada ronda los u$s1.900-2.000 millones, con capacidad inicial de 10-15 millones de m³/día, expandible a 30. Aún en fase de estudios de viabilidad y prefactibilidad, no operativa, pero avanza como opción competitiva para el mercado paulista, con sinergias viales y menor exposición geopolítica que la ruta boliviana.
5. Exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL): la vía marítima flexible para escala global
Como complemento a los gasoductos, se avanza en proyectos de licuefacción flotante (FLNG) para exportar por mar a las múltiples terminales regasificadoras brasileñas desde Argentina.
El consorcio Southern Energy (PAE, Pampa, YPF, Harbour, Golar) tomó decisión final de inversión en 2025 para dos buques en Río Negro, con operación desde 2027-2028 y capacidad inicial de 6-12 MTPA.
YPF-ENI-ADNOC y otros proyectos (Camuzzi, LNG del Plata) proyectan hasta 24-28 MTPA totales hacia 2030. En diciembre de 2025, varios obtuvieron autorizaciones de exportación por 30 años bajo RIGI, pero aún no hay envíos operativos (primera etapa en construcción).
Esta ruta ofrece flexibilidad para volúmenes mayores y acceso a mercados globales, aunque con costos logísticos superiores a los ductos. Brasil, con creciente demanda de GNL, es un destino natural. Recientemente, Southern Energy firmó un acuerdo con una empresa estatal alemana para exportar GNL a partir del 2027.
Importante. La Cuenca Austral y otras cuencas, además de la Neuquina.
Aunque la Cuenca Neuquina (con Vaca Muerta como epicentro) domina la producción de gas natural en Argentina, representando más del 70% del total nacional (alrededor de 115-120 MMm³/día en 2025), existen otras cuencas relevantes que aportan el resto.
Entre ellas destacan la Cuenca Austral (principalmente offshore en Tierra del Fuego y Santa Cruz), con una producción de aproximadamente 27-29 MMm³/día gracias al impulso del proyecto Fénix; la Cuenca Golfo San Jorge (en Chubut y norte de Santa Cruz), que contribuye con unos 9-10 MMm³/día; y en menor medida la Cuenca Noroeste (Salta, Jujuy) y Cuyana (Mendoza), con volúmenes marginales de 3-4 MMm³/día y menos de 1 MMm³/día respectivamente.
Estas fuentes, aunque en declino en algunos casos por ser campos maduros, siguen siendo clave para el abastecimiento interno.
La Cuenca Austral merece especial atención por su crecimiento reciente y potencial exportador. Operada mayoritariamente por TotalEnergies (con socios como Pan American Energy y Harbour Energy), esta cuenca ha visto un repunte significativo con la puesta en marcha del proyecto offshore Fénix en 2024-2025, que añade unos 10 MMm³/día adicionales desde plataformas marinas frente a Tierra del Fuego.
Esto la posiciona como la segunda cuenca más importante (alrededor del 18-20% del gas nacional), con producción estable y enfocada en yacimientos convencionales y no convencionales en desarrollo.Todas estas cuencas alternativas a la Neuquina —incluyendo Austral, Golfo San Jorge, Noroeste y Cuyana— integran su producción al sistema nacional de gasoductos (operado por TGS y TGN), lo que les permite enviar gas hacia el norte del país y, desde 2025, exportarlo a Brasil a través de la ruta revertida vía Bolivia (Gasoducto Norte y conexiones como Madrejones o Juana Azurduy).
Operadores como TotalEnergies han concretado envíos desde la Cuenca Austral, mientras que el resto podría hacerlo bajo permisos similares, aprovechando la infraestructura existente y la capacidad ociosa boliviana para llegar al mercado industrial brasileño.