De la Patagonia a San Pablo: empieza a tomar forma el proyecto de exportar gas de Vaca Muerta a Brasil

Brasil es un mercado de 200 millones de personas. La principal fuente de energía del gigante vecino es la hidroeléctrica, pero cuando los embalses bajan, el país recurre al gas: para la industria, para las termoeléctricas, para sostener una economía que no puede depender solo de la lluvia. La Argentina tiene el recurso: Vaca Muerta produce cada día más gas del que el mercado interno necesita. El problema, hasta ahora, siempre fue el mismo: la infraestructura para cruzar ese gas al otro lado de la frontera no existe, o no alcanza. En los últimos días, esa ecuación empezó a moverse.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibió en la semana en la Casa de Gobierno provincial a representantes de dos empresas brasileñas, Pré-Sal Petróleo y GásBra, con quienes avanzó en los términos de un memorando de entendimiento para analizar el abastecimiento de gas natural neuquino al mercado de Brasil. La reunión incluyó encuentros técnicos con el Ministerio de Energía provincial y con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa estatal que opera en la cuenca. “Ya estamos sentando las bases y GyP ya está trazando el objetivo de abastecer a Brasil con nuestro gas”, dijo Figueroa al cierre del encuentro.

La visita no fue aislada. Forma parte de una agenda que arrancó en 2025 y que fue ganando densidad a medida que la producción de Vaca Muerta creció y la de Bolivia se derrumbó. Hoy, el país produce alrededor de 30 millones de metros cúbicos diarios, menos de la mitad de los 65 millones que llegó a inyectar en su mejor momento. Esa caída libre dejó a Bolivia sin capacidad para abastecer a Brasil —con quien mantiene un contrato histórico de suministro— y, según advierten especialistas del sector, pronto tampoco podrá cubrir su propio consumo interno.

La caída libre de la extracción de gas dejó a Bolivia sin capacidad para abastecer a Brasil con quien mantiene un contrato histórico de suministro

El declive boliviano no es solo un problema para Brasil. Para las provincias del norte argentino, que durante décadas dependieron del gas que venía del norte a través de los gasoductos de Transportadora de Gas del Norte (TGN), la caída de producción de Bolivia también es una amenaza directa. “Sin gas de Bolivia, las provincias del norte dependen del gas de Vaca Muerta”, explicó Daniel Montamat, economista, ex secretario de Energía y ex presidente de YPF, en diálogo con este medio.

El gasoducto Manuel Belgrano, la obra que define los tiempos

La pieza central de ese rompecabezas es el gasoducto Manuel Belgrano, el proyecto de TGN que conectará Tratayén, en la cuenca neuquina, con La Carlota, en Córdoba, a lo largo de 753 kilómetros. La obra demandará una inversión de USD 1.500 millones —que asciende a USD 2.200 millones si se suman las obras complementarias sobre la red existente— y tiene prevista su puesta en marcha para abril de 2029. TGN presentará el proyecto ante el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).

Con una capacidad inicial de 13 millones de metros cúbicos diarios, el gasoducto permitirá reducir en USD 700 millones anuales el uso de combustibles importados y habilitará exportaciones regionales por cerca de USD 450 millones por año.

Montamat precisó que la obra sumaría entre 3 y 15 millones de metros cúbicos diarios al flujo revertido hacia el norte, con saldos que podrían dirigirse a Bolivia —que para 2029 necesitará importar gas para su mercado interno— y, desde allí, eventualmente a Brasil a través de los gasoductos que atraviesan territorio boliviano.

Sin gas de Bolivia, las provincias del norte dependen del gas de Vaca Muerta (Montamat)

La empresa convocó a un concurso de capacidad para fines de septiembre, y la adjudicación de ofertas está prevista para fines de noviembre. La urgencia, sin embargo, no es solo futura. El invierno de 2026 dejó una muestra de lo que cuesta la falta de infraestructura: unas 300 industrias del norte y el litoral del país sufrieron cortes parciales o totales de suministro, mientras el gas natural licuado (GNL) importado llegó a costar hasta USD 24 por millón de BTU —entre tres y cuatro veces el valor del gas de producción local—, sin que el Estado absorbiera ya la diferencia.

Contratos en firme, el principal obstáculo para llegar

Resolver la infraestructura es condición necesaria pero no suficiente. Para que el gas neuquino llegue a Brasil, hace falta algo más difícil de conseguir: compradores dispuestos a firmar contratos de largo plazo. Y ahí aparece la particularidad del mercado brasileño.

“Brasil es un país muy dependiente de la energía hidroeléctrica y requiere el gas para sustituir hidroelectricidad cuando hay un período de hidraulicidad baja”, explicó Montamat. Esa lógica de consumo puntual hace que los actores brasileños sean “más bien renuentes a tener contratos en firme de largo plazo para comprar gas”. Sin esos compromisos, no hay forma de estructurar el negocio hacia atrás: sin contratos en destino, no se financia la infraestructura; sin infraestructura, no hay exportación.

El ministro de Energía neuquino, Gustavo Medele, fue en la misma dirección al describir la dinámica de las conversaciones: “Uno para iniciar un proyecto de este tipo quiere saber si va a ser de largo plazo y cuánto sería el gas que podrían llegar a consumir de Vaca Muerta”.

Según Medele, los empresarios brasileños son conscientes de que el proceso llevará entre cuatro y cinco años, y consideraron oportuno comenzar ahora.

El destino natural de ese gas es el polo industrial de San Pablo, que históricamente le compraba gas a Bolivia y hoy enfrenta una oferta cada vez más escasa.

Daniel Montamat estima que se podría colocar entre 10 y 15 millones de metros cúbicos diarios en ese mercado, aprovechando además la infraestructura boliviana —construida para abastecer ese polo— que hoy opera muy por debajo de su capacidad. Para que el negocio cierre, el costo total —incluyendo producción y transporte— no debería superar los USD 5 por millón de BTU en frontera, lo que implica un precio en boca de pozo de no más de USD 2,5 en Neuquén.

Uno para iniciar un proyecto de este tipo quiere saber si va a ser de largo plazo y cuánto sería el gas que podrían llegar a consumir de Vaca Muerta (Medele)

Montamat puso en perspectiva la magnitud del negocio potencial: a ese precio en frontera, unos 15 millones de metros cúbicos diarios representan aproximadamente USD 1.000 millones por año. Un flujo de divisas que hoy está sobre la mesa, pero que depende de resolver, antes que nada, el problema de la infraestructura.

GásBra propone un gasoducto directo de 1.630 kilómetros sin pasar por Bolivia

Uno de los proyectos más ambiciosos sobre la mesa es el que impulsa GásBra, un consorcio que agrupa a empresas industriales y distribuidoras de gas del sur de Brasil. La propuesta consiste en un gasoducto dedicado de 1.630 kilómetros y 40 pulgadas de diámetro entre Tratayén y la localidad brasileña de Uruguaiana, con un costo estimado superior a los USD 1.000 millones. La ventaja del corredor directo es que evita la dependencia de un tercer país y conecta directamente con una zona de fuerte producción termoeléctrica en Brasil.

Pré-Sal Petróleo (PPSA), por su parte, es la empresa estatal brasileña dueña de los contratos de producción compartida entre el Estado y las operadoras en el offshore del presal. Durante la visita a Neuquén, PPSA y GyP firmaron un memorando de entendimiento para avanzar en el análisis de alternativas de cooperación. “El primer paso va a ser este juntarse con Gas y Petróleo para entender el volumen de la roca y el volumen de gas que podrían llegar a tener disponible”, precisó Medele.

Cuatro empresas ya exportan gas a Brasil

Mientras se diseña la arquitectura de largo plazo, el flujo de gas argentino hacia Brasil ya comenzó, aunque en modalidad interrumpible y con volúmenes modestos. TotalEnergies fue la primera compañía en concretar envíos desde la cuenca neuquina, con inicio el 1° de abril de 2025. Desde el 1° de octubre de ese año mantiene despachos en condición firme, siendo la única operadora con contratos sostenidos bajo ese esquema.

Tecpetrol también hizo exportaciones comerciales en formato interrumpible, con despachos a través de las comercializadoras EDGE y MGAS, con volúmenes iniciales de 150.000 y 100.000 metros cúbicos diarios respectivamente. Pluspetrol se sumó con envíos canalizados mediante Gas Bridge, y Pampa Energía concretó su primera operación —110.000 metros cúbicos— a través de un acuerdo con Tradener, con contratos por hasta 2 millones de metros cúbicos diarios para el año.

Del lado brasileño, el regulador autorizó a Eneva a importar hasta 3 millones de metros cúbicos diarios provenientes de Argentina y Bolivia por un plazo de dos años.

Los envíos a Brasil pasaron de ser prácticamente nulos en 2025 (694 m³ en todo el año) a 6,93 millones de m³ acumulados en 2026 (Secretaría de Energía)

Según el Monitor de Exportaciones de Gas de la Secretaría de Energía, los envíos a Brasil pasaron de ser prácticamente nulos en 2025 (694 m³ en todo el año) a 6,93 millones de m³ acumulados en 2026. El salto confirma el despegue comercial que arrancó con TotalEnergies en abril de 2025, aunque el volumen sigue siendo marginal —representa menos del 0,2% de lo que Argentina exportó a Chile en el mismo período— porque la infraestructura disponible todavía no lo permite: sin un gasoducto directo, el gas debe circular por la red boliviana del Gasbol, con capacidad limitada y tarifas de tránsito que las propias exportadoras argentinas cuestionaron.

Con la entrada en operación del gasoducto Manuel Belgrano, prevista para 2029, y de un eventual corredor directo como el que propone GásBra, el volumen exportado podría acercarse al potencial de entre 45 y 50 millones de metros cúbicos diarios que TGN estima para el mercado brasileño.