Categoría: Gas Natural

A través del informe “Análisis de Utilidades de Comercializadores Puros de Gas Combustible por Redes”, la Superservicios examinó la evolución de los resultados financieros del período 2020–2024 y el corte a septiembre de 2025, con el propósito de evaluar la estructura de ingresos, costos y gastos, así como el comportamiento de la utilidad bruta y la utilidad neta del sector.

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios) en ejercicio de sus funciones de inspección, vigilancia y control (IVC), adelantó una revisión estructural del segmento de comercializadores puros de Gas Combustible por Redes (GxR), donde se evidencia una alta concentración de ingresos, un modelo de negocio altamente dependiente del costo de adquisición del gas y una dinámica creciente de compra y reventa sucesiva en el mercado secundario, afectando el precio final al usuario.

Se entiende por comercializador puro a un comercializador que compra y revende en el mercado secundario, pero no atiende usuarios finales.

De acuerdo con el informe, los ingresos totales por la actividad de comercialización en 2023 fueron de $2,99 billones y en 2024, $3.23 billones; la utilidad neta del 2023 fue de $174,7 mil millones y para 2024, $122,8 mil millones, siendo este valor de utilidad neta una cifra que es trasladada a los usuarios finales de gas por redes, únicamente por la dinámica de comercialización.

“Esto indica que la actividad de comercialización pura, cuando se limita a la compra y reventa de gas en el mercado secundario, puede generar escalonamientos en el precio del energético si no existe una agregación de valor operativo, logístico o de gestión de riesgo que justifique dicho margen”, señala la Superservicios en un comunicado.

“Desde la perspectiva del usuario, cada eslabón adicional en la cadena de comercialización tiene el potencial de trasladar costos adicionales al precio final que paga el usuario, afectando la eficiencia económica del servicio público”, agrega.

La Superservicios advierte que, aunque la intermediación es una actividad regulada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), ningún eslabón de la cadena puede traducirse en ampliaciones injustificadas del precio final al usuario. El principio de eficiencia económica del servicio público domiciliario es un mandato legal que es vigilado de manera estricta en el marco de las competencias de esta entidad.

En consecuencia, la Superservicios realizará seguimiento específico a:

•            La evaluación de la compra y reventa sucesiva, y si estas contribuyen efectivamente a la eficiencia del mercado o generan sobrecostos acumulativos en la cadena.

•            La trazabilidad del precio del gas desde el productor hasta el usuario final, identificando el número de intermediaciones y su efecto agregado en el precio final.

•            El comportamiento del diferencial comercial y la coherencia económica de los márgenes reportados.

Con fundamento en los hallazgos derivados del ejercicio de vigilancia que se encuentran en el informe, la Superintendencia ha formulado propuestas regulatorias orientadas a:

•            Analizar mecanismos que eviten encadenamientos excesivos de intermediación cuando no acrediten eficiencia ni gestión efectiva de riesgo.

•            Incentivar esquemas de contratación directa que reduzcan intermediaciones innecesarias y promuevan competencia efectiva.

•            Reforzar el análisis bajo el principio de eficiencia económica del servicio público, garantizando que la comercialización contribuya a la competencia y no a la ampliación injustificada del precio final que afecten a los usuarios.

Finalmente, la Superintendencia señala que de identificarse prácticas que comprometan la eficiencia económica del servicio o afecten la protección del usuario, la entidad adoptará las acciones correspondientes dentro del ámbito de sus competencias legales.

El gas natural es uno de los temas centrales de la Segunda Convención de Exploración Energética, organizada por la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (ACGGP), que se realiza en Cartagena.

La geóloga Elsa Jaimes, gerente de Exploración de Ecopetrol y copresidente de la Convención, señaló que es necesario armonizar las dos fuentes de gas natural que tiene Colombia en la actualidad: la nacional y la de importación.

En el corto plazo, hay unos 15 proyectos de importación, con diferente grado de avance, por el otro lado está la gran apuesta del campo Sirius en el Caribe offshore, previsto para que entre en producción en 2030, por lo que “es importante tener una política de largo plazo que armonice las dos fuentes”, dijo Jaimes.

“El tema no es escoger si gas nacional o gas importado. El tema es tener unos objetivos claros de cómo se complementan, bajo qué reglas de mercado, de qué regulación los va a regir, y de qué horizonte de autosuficiencia estamos hablando. Ese es el tema”, agregó la directiva.

Avance de Sirius

Sobre el proyecto Sirius, en sociedad con Petrobras como operador, Jaimes señaló que va avanzando de acuerdo al cronograma.

“Estamos haciendo los procesos de consulta previa con las comunidades, que son el paso previo al licenciamiento ambiental, que es lo que requerimos para poder iniciar el proceso de construcción de conexión del gas desde los pozos hasta el Sistema Nacional de Transporte. Pero, en resumen, vamos bien, vamos avanzando con el proceso de consulta previa”, dijo.

De acuerdo con la Dirección Nacional de Consulta Previa, hay 120 comunidades certificadas, con las cuales estamos ya se abrió el proceso de consulta.

En ese sentido, Ecopetrol espera que el primer gas llegue desde 2030, aunque también es probable que el proceso con las comunidades se demore o que se dilate el proceso de licenciamiento ambiental. “Esos son factores que nosotros no controlamos, que son regidos por otras entidades”.

Más oportunidades en el offshore

Jaimes dijo que Ecopetrol tiene 11 bloques offshore, en los cuales hay gran potencial. Por el momento se cuenta con dos clusters o áreas de descubrimientos importantes. Una es Sirius, que es el que va más adelantado, y la otra es KGG (Kronos, Gorgon y Glaucos) en la parte sur del Caribe, donde, desde la salida de Shell como socia, quedó Ecopetrol como operador ciento por ciento.

“Adicional a eso, hay una cantidad de prospectos que tenemos en nuestro portafolio de exploración que serán perforados en el futuro cuando tengamos las licencias ambientales que necesitamos”, concluyó Elsa Jaimes.

EPM invirtió 4.600 millones de pesos en la compra de siete nuevos equipos para el transporte terrestre de gas natural a los municipios antioqueños.

Con una inversión de 4.600 millones de pesos, EPM puso en operación siete nuevos equipos para el transporte de gas natural, ampliando la capacidad de suministro en las zonas atendidas con Gas Natural Comprimido (GNC).

La operación de gas natural articula una cadena que inicia con su extracción y transporte por gasoductos nacionales, y continúa con la compresión, almacenamiento y movilización en equipos para su posterior distribución a los usuarios a través de redes locales con el sistema de Gasoducto Virtual.

Los vehículos de transporte de GNC, como los nuevos equipos adquiridos, llevan el energético desde los centros de compresión hasta las estaciones descompresoras de cada municipio, haciendo posible que comunidades alejadas del sistema de transporte por red también accedan al servicio.

La importación de China se concretó los primeros días de febrero a través del puerto de Buenaventura y, posteriormente, los equipos fueron trasladados a la Compresora Parque de las Aguas de EPM, donde están siendo inspeccionados para su pronta entrada en operación.

El arribo de estos equipos presentó retos logísticos relevantes. La motonave que los trajo desde Shanghái debió esperar cerca de 45 días para recibir autorización de descargue debido a la alta congestión portuaria. Una vez superada esta situación, los equipos completaron el proceso de nacionalización y ser llevados a las instalaciones de EPM.

Así son los nuevos equipos

Los nuevos equipos incorporan jumbo cilindros diseñados y fabricados conforme a los más altos estándares técnicos nacionales e internacionales, garantizando su seguridad, confiabilidad y desempeño en operaciones de alta presión.

La inversión se articula con los objetivos del programa Gas sin Fronteras, una estrategia que desde 2008 ha permitido llevar gas natural a municipios alejados del Sistema Nacional de Transporte de gas natural.

Al aumentar la capacidad de movilización de GNC, EPM fortalece la cobertura del servicio, mejora la confiabilidad en el abastecimiento y facilita la expansión hacia nuevos territorios, contribuyendo al desarrollo social, económico y energético de las comunidades.

El nuevo sistema de odorización es cero emisiones y evita la liberación anual de 37,15 m³ de metano, en un aporte a la reducción de gases de efecto invernadero.

EPM puso en operación el sistema odorizante de gas natural más moderno de Sudamérica en la Compresora Parque de Las Aguas, en el municipio de Barbosa, al norte del Valle de Aburrá.

La nueva tecnología permite una detección más temprana de posibles fugas y optimiza la operación del servicio con un proceso preciso y amigable con el ambiente.

El nuevo equipo, un sistema de odorización de cero emisiones, incorpora una tecnología que garantiza la dosificación exacta del odorante (mercaptano), sustancia que hace perceptible el gas natural en caso de fuga, pues en su estado original el gas es inodoro.

“Este equipo es de última tecnología. Solo existen dos en Latinoamérica: uno en México y ahora este en Colombia, y tiene la ventaja de operar sin liberar gas a la atmósfera. Gracias a estas características, el sistema mejora la eficiencia, asegura un consumo óptimo de odorante y se integra a mecanismos de monitoreo tanto en sitio como de manera remota”, destacó Luisa María Pérez Fernández, gerente Gas de EPM.

Para la instalación fue necesario realizar maniobras técnicas en la compresora, programadas previamente y comunicadas a la comunidad. Estas operaciones incluyeron la puesta en marcha del nuevo sistema, con un acompañamiento técnico especializado, y la preservación del equipo anterior, que se dejó como respaldo, junto con la adecuación de líneas y conexiones.

Aspectos para destacar:

1. El sistema incorpora una tecnología avanzada que optimiza la odorización del gas natural mediante una dosificación más precisa, un monitoreo continuo y capacidades de operación tanto local como remota.

2. Su diseño de cero emisiones evita la liberación anual de 37,15 m³ de metano, lo que representa un aporte a la reducción de gases de efecto invernadero y la contribuye a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS).

3. Este equipo, uno de los dos sistemas ZEO instalados actualmente en Latinoamérica, ofrece una operación más confiable, segura y eficiente, consolidándose como una solución de última tecnología para fortalecer la calidad del servicio y la protección del entorno.

El país enfrenta faltantes estructurales de gas natural a partir de 2026, con un aumento acelerado de la dependencia de gas importado.

Con base en un estudio desarrollado por el Centro Regional de Estudios de Energía (CREE) para Andesco, la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones advierte la probabilidad y magnitud de la situación crítica del abastecimiento de gas natural en Colombia, a partir de los años 2026 y 2027, y presenta un conjunto de medidas prioritarias para garantizar la seguridad energética, minimizar incrementos tarifarios y la atención de la demanda nacional.

El análisis confirma advertencias realizadas desde 2023, cuando el gremio señaló la existencia de faltantes estructurales de gas y la necesidad urgente de introducir mayor oferta, tanto nacional como importada.

El estudio indica que, durante 2025, el gas importado representó en promedio el 23% de la demanda y confirmó que el riesgo de desabastecimiento de gas en Colombia es estructural y creciente, teniendo que cubrir este con mayor gas importado si no se toman acciones oportunas.

La caída de las reservas probadas, la concentración de la producción y la estrechez del balance entre oferta y demanda elevan la probabilidad de déficit mensual al 39 % en 2026 y al 58 % en 2027, bajo el escenario medio de demanda térmica de generación eléctrica.

De acuerdo con análisis técnicos de Promigas y Fedesarrollo de 2023, decisiones adversas como frenar la exploración, no desarrollar nueva infraestructura de importación, desmontar la generación eléctrica a gas natural y sustituir el consumo residencial e industrial, podrían generarle al país un impacto económico cercano a los $114 billones, con efectos negativos sobre la competitividad, el empleo y la soberanía energética, que hoy el país ya está experimentando en precios y contratos.

El análisis también advierte que los balances tradicionales no reflejan plenamente los riesgos reales del sistema, como las restricciones de transporte y la volatilidad de la demanda.

Por ello, concluye que es inevitable avanzar en nueva infraestructura de regasificación y en la activación de nuevas fuentes de oferta, bajo un marco regulatorio claro que garantice continuidad del servicio, eficiencia en costos y decisiones oportunas.

“Desde 2023 advertimos que el país enfrentaría faltantes estructurales de gas natural si no se tomaban decisiones oportunas. Hoy esa realidad se ha materializado. La seguridad energética no admite improvisaciones: requiere planeación técnica, reglas claras y decisiones responsables que permitan garantizar el abastecimiento, proteger a los usuarios y evitar incrementos innecesarios en las tarifas”, afirmó Camilo Sánchez Ortega, presidente de Andesco.

Medidas propuestas para mejorar el abastecimiento de gas

A partir de los hallazgos del estudio de Andesco/CREE se plantean cuatro líneas de acción prioritarias:

• Aumentar la oferta a corto plazo, protegiendo al usuario, priorizando la producción nacional y fortaleciendo la infraestructura de importació

• Adoptar medidas de corto plazo que incrementen la oferta en el mediano plazo, incluyendo el desarrollo de recursos convencionales y no convencionales, que podrían multiplicar entre dos y cuatro veces las reservas actuales.
• Facilitar la atención de la demanda en escenarios de escasez, mediante ajustes operativos y regulatorios que aseguren la continuidad del servicio en los sectores residencial, industrial y de generación eléctrica.
• Mejorar la calidad, oportunidad y transparencia de la información, fortaleciendo el monitoreo del sector para una planeación más robusta y decisiones oportunas.

Así mismo, el presidente de Andesco destacó que el papel estratégico de SPEC ha sido fundamental para evitar un racionamiento de gas natural y de energía eléctrica, respaldando no solo la operación de las térmicas a gas, sino también para atender con gas importado desde finales de 2024 el faltante de gas para la demanda residencial e industrial.

“El problema del gas no es solo de volúmenes, sino de riesgo. Cuando los balances no incorporan probabilidades, declinación de campos ni restricciones reales, se subestima la magnitud del desafío. Para 2026 y 2027 el riesgo de déficit es alto y exige capacidad adicional”, indicó Tomás González, director del CREE.

Y aunque hoy existen 15 proyectos de infraestructura de importación de gas en distintos grados de avance, lo que demuestra el interés de los inversionistas; sin embargo, sin una regulación clara, competitiva y oportuna que permita acelerarlos, el costo de la insuficiencia podría trasladarse a los usuarios. “La prioridad debe ser asegurar el gas a tiempo, con reglas claras y señales que den certidumbre al sistema”, dijo González.

Por su parte, el presidente de Andesco señaló que “en el corto plazo es fundamental la entrada de nueva infraestructura de importación, de no adelantarse parte de la demanda dejará de atenderse, dichos proyectos deben entrar de manera acelerada, eficiente y ordenada, en igualdad de condiciones independientemente si es de iniciativa privada o pública.”

En ese sentido, el estudio plantea un esquema híbrido, que esté compuesto por una remuneración regulada para ciertos proyectos y con esquemas de libre inversión para otros. El objetivo es garantizar la continuidad del servicio y la eficiencia en costos para los usuarios, tanto en el corto plazo (2026-2027) como en el mediano y largo plazo.

Durante 2025 se registraron 5.105 roturas en las redes de gas natural en Bogotá, el altiplano Cundiboyacense, Barrancabermeja, Bucaramanga y el área Metropolitana, asi como en el sur del Cesar, donde Vanti presta el servicio.

Las afectaciones a la red de gas natural son ocasionadas principalmente por trabajos de empresas de servicios públicos, alcaldías, frimas constructoras y de mantenimiento vial, que intervienen el espacio público sin la debida coordinación.

Lo que comienza como una obra de mantenimiento, una mejora de servicios públicos o una intervención en el espacio público puede terminar en una emergencia de gran escala, causada principalmente por este tipo de intervenciones afectando las redes de gas natural.

La situación genera riesgos potenciales por fugas de gas no controladas, que pueden derivar en accidentes, como explosiones, incendios, lesiones o fatalidades.

Además, cada rotura implica suspensión del servicio para miles de usuarios y un impacto económico considerable para empresas y ciudadanos.

En Bogotá, el Altiplano Cundiboyacense, Santander y el sur del Cesar, la problemática exige acciones urgentes para garantizar la seguridad de la comunidad y proteger la infraestructura.

Por ello, Vanti hizo un llamado a la prevención, para evitar accidentes y cortes en el suministro, por medio de las sigueintes acciones:

• Informar antes de excavar a la Línea de WhatsApp 3183051233.
• Coordinar con Vanti antes de iniciar excavaciones en andenes o vías.
• Identificar la red: si encuentra cinta plástica con la palabra gas natural, la tubería está a menos de 20 cm.
• Cubrir la red expuesta.
• En caso de fuga: dejar la maquinaria en el estado en el que se encuentre, evacúar el área y llamar al 164.

Promigas incrementó la capacidad de transporte de gas hacia el interior del país a 120 MPCD.

Promigas anunció un nuevo avance en el Proyecto Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, al poner en operación, de manera anticipada, 20 MPCD (Millones de pies cúbicos día) adicionales de capacidad de transporte de gas natural entre la Costa Caribe y el interior del país.

Con este incremento, la capacidad pasa de 100 a 120 MPCD, poniendo en tiempo récord volúmenes de capacidad adicional que fortalecen la seguridad energética.

Anteriormente, se habían habilitado capacidades hasta 66 MPCD; posteriormente, se incrementó a 100 MPCD; y, ahora, se suman 20 MPCD adicionales, para alcanzar una capacidad total de 120 MPCD.

El proyecto, aprobado por la CREG, tiene como objetivo alcanzar una capacidad de entrega de 170 MPCD en agosto de 2027.

La ampliación del sistema, fortalece la integración y el dinamismo del mercado de gas natural en Colombia, al conectar la oferta de gas en la Costa con la demanda del Interior del país, aportando soluciones a la coyuntura actual de desabastecimiento.

Con las reservas en caída libre, los precios del gas nacional al alza y sin margen de maniobra, los consumidores verán alzas en diferentes regiones y segmentos de consumo. Radiografía de una crisis anunciada.

La reducción sostenida en la oferta de gas natural nacional y la firma de nuevos contratos a partir del primero de diciembre pasado con precios más altos, comenzará a pasar factura en 2026 con alzas para algunos usuarios y regiones.

De acuerdo con Luz Stella Murgas, presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), en lo que tiene que ver con el gas natural vehicular (GNV), en Antioquia y en los Llanos Orientales, con excepción de Yopal, los incrementos serán inferiores al 5%; en el Eje Cafetero subirán por debajo del 10%; en la Costa Caribe los incrementos varían entre 6% y 13%; mientras que los departamentos de  Cundinamarca, Boyacá, Santander y Valle del Cauca, junto con Yopal, tendrán los mayores incrementos, entre 30% y 38%. Esto con base en los nuevos contratos de suministro firmados el pasado primero de diciembre.  

Con respecto al gas domiciliario, Murgas dijo que el próximo año solo tendrá el incremento normal del IPC y que este sector está cubierto en un 95% con contratos en firme, aunque hay que anotar que los incrementos de tarifas en este segmento se hicieron a comienzos de 2025.

Por el contrario, el sector que siempre ‘paga los platos rotos’ es el industrial, que tiene un 42% de contratos en modalidad interrumpible. Este sector es el que explica la destrucción de demanda de cerca del 20%, pues mientras hace unos cinco años el país consumía cerca de mil millones de pies cúbicos diarios (MPCD), hoy el consumo nacional es de algo más de 800 MPCD.

Si bien, para 2026 el gas está asegurado con un 80% de producción nacional y un 20% de gas importado, el país está al límite. “No tenemos margen de maniobra para reaccionar frente a contingencias: que haya un mantenimiento no programado, que la infraestructura de producción o de transporte tenga una falla, que las condiciones climáticas cambien. No tenemos margen de maniobra para reaccionar frente a estas contingencias porque no tenemos excedentes de gas”, reiteró Murgas.

Uno de los elementos centrales que explican el alza es la pérdida de autosuficiencia, evidente desde diciembre de 2024. De acuerdo con el profesor Sergio Cabrales, “hace un año perdimos la autosuficiencia en el mercado, que no es térmico”, lo que obligó a Colombia a importar gas para atender sectores como el residencial, el comercial, el industrial y el vehicular.

Este cambio estructural provocó que el país dejara de operar con contratos de entre 4 y 5 dólares por millón de BTU, valores que se mantuvieron durante cerca de una década. Con su vencimiento el pasado 30 de noviembre, el reemplazo inmediato fue de contratos entre 10 y 12 dólares para el gas nacional y de alrededor de 14 dólares para el importado.

Y no se ven soluciones en el corto plazo. Todas las esperanzas están puestas en el campo offshore Sirius, que, de darse el cronograma sin contratiempos, entraría en producción a comienzos de la próxima década.

Hacia 2027, Naturgas solo ve una oferta adicional de 60 giga BTU diarios (GBTUD) de campos onshore, concentrados en Arrecife (Hocol, Córdoba), La Belleza (Parex, Magdalena) y Floreña (Ecopetrol, Casanare).

Por el lado del gas importado, la oferta adicional para 2027 sería de 118 GBTUD a través de los únicos proyectos que hasta el momento tienen decisión final de inversión (FID): Buenaventura con 60 GBTUD y la ampliación de la planta de regasificación de SPEC con 58 GBTUD.

Algunas cifras positivas

No obstante, la crítica situación de abastecimiento, en la presentación del informe ‘El Gas Natural en Cifras’, Naturgas reveló que durante 2024 más de 384.000 nuevos usuarios se conectaron al servicio de gas natural, consolidando un crecimiento del 3,4% y ampliando la cobertura a 26 de los 28 departamentos del país. “Desde 2020 se han sumado 1,77 millones de hogares al gas natural, lo que refleja un avance en acceso a energía limpia y disminución de la pobreza energética”, dijo Murgas.

La dirigente gremial agregó que “este crecimiento se da en un contexto desafiante, pues, aunque el suministro está asegurado para 2025 y 2026, el país opera sin margen de maniobra debido a la reducción del gas local en firme, el aumento del gas importado y los retrasos en proyectos estratégicos clave para garantizar estabilidad y seguridad energética”.

“Pero, cuando el sistema opera al límite, todos los usuarios pueden enfrentar cierto grado de incertidumbre. La solución no es decidir quién se afecta primero, sino acelerar los proyectos que garanticen suficiente oferta para todos”, concluyó la presidente de Naturgas.

Argentina tiene el potencial, Brasil la demanda y Bolivia el desafío más urgente. Así se desprende del informe “El gas argentino frente a la transición global extendida”, elaborado por Nicolás Di Sbroiavacca, de la Fundación Bariloche.

El mundo avanza hacia la descarbonización, pero la transición energética está lejos de ser lineal. Mientras las grandes potencias intentan dejar atrás los combustibles fósiles, el gas natural —menos contaminante que el carbón y con capacidad de respaldar a las renovables— se ha convertido en el combustible puente de la próxima década.

En este escenario, Sudamérica atraviesa una transformación profunda en el sector del gas natural: viejos productores entran en declive, nuevos actores emergen con fuerza y otros países buscan capitalizar una ventana de oportunidad que podría cerrarse mucho antes de lo esperado.

Hoy, el mapa gasífero regional vive un reordenamiento histórico donde Argentina, Bolivia y Brasil son los protagonistas. Cada uno enfrenta desafíos radicalmente distintos, con estrategias que reflejan no solo su realidad energética, sino también su capacidad para atraer inversiones, expandir infraestructura y sostener políticas de largo plazo.

Una transición global que redistribuye las cartas

El mercado internacional del gas atraviesa tensiones y reacomodamientos acelerados. La guerra entre Rusia y Ucrania obligó a Europa a reducir su consumo de gas en un 20% y diversificar proveedores a una velocidad inédita. Estados Unidos, Qatar y África Occidental incrementaron sus envíos de GNL, mientras nuevas regiones productoras —como Guyana, Surinam y Namibia— pasaron a un primer plano gracias a descubrimientos millonarios en reservas.

En paralelo, organismos como la Agencia Internacional de la Energía (AIE) coinciden en que, incluso bajo escenarios Net Zero, el gas mantendrá un rol relevante hasta 2040–2050.

El consumo caerá en economías desarrolladas, pero crecerá en Asia y países emergentes donde sigue sustituyendo carbón. En América Latina, la penetración del gas continúa ampliándose, especialmente en Chile, Brasil y Argentina.

Ese contexto abre una ventana de entre 15 y 25 años para monetizar reservas, particularmente en países que cuenten con infraestructura y marcos regulatorios adecuados. Y es allí donde Sudamérica muestra sus contrastes más marcados.

Argentina: de importador crónico a polo exportador

Ningún país de la región vive una transformación tan acelerada como Argentina. Su formación Vaca Muerta —una de las mayores reservas de shale gas del mundo— ya aporta más del 70% de la producción nacional y proyecta un salto exportador sin precedentes.

Con más de 31 terapiés cúbicos (TCF) de reservas certificadas y más de 200 TCF de recursos prospectivos, Argentina se perfila como un proveedor clave de gas por dos vías:

• Gasoductos regionales hacia Chile, Uruguay y Brasil.
• Exportación de GNL a mercados globales mediante unidades flotantes (FLNG) y futuras plantas en tierra.

Los planes de Argentina LNG, impulsados por YPF junto a Shell, ENI, PAE y Golar, proyectan producir entre 20 y 30 millones de toneladas métricas por año (MTPA) hacia 2032, con potencial de generar ingresos superiores a los USD 15.000 millones al año.

Pero la oportunidad viene acompañada de una advertencia: las reservas probadas alcanzan para apenas 8 a 20 años según los escenarios de consumo y exportación. Para sostener el crecimiento, el país deberá invertir entre USD 10.000 y 15.000 millones anuales en exploración y desarrollo durante las próximas dos décadas.

El cuello de botella es claro: sin ampliar la infraestructura de transporte y avanzar en nuevos descubrimientos, la transición de Argentina a un actor global del gas podría frenarse abruptamente.

Brasil: potencia energética con una paradoja interna

Brasil es la economía más grande de Sudamérica y uno de los mayores consumidores de gas del continente. Sin embargo, enfrenta una paradoja difícil de resolver: es un país con abundantes recursos offshore —especialmente en el presal— pero con limitaciones para transportar ese gas al continente.

Esto obliga a Brasil a depender de:

• GNL importado en terminales costeras.
• Gas boliviano proveniente del GasBol.

Ante el declive de Bolivia y su mayor demanda interna, Brasil ha redoblado su interés en el gas argentino. Ya se concretaron exportaciones piloto desde Vaca Muerta a través de la red boliviana, y la expectativa es que los envíos escalen hasta 30 MMm³/día hacia 2030.

La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) incorporó en su Plan Nacional de Infraestructura Gasífera 13 proyectos prioritarios, donde destaca la conexión entre Uruguayana y Triunfo como vía clave para futuros volúmenes argentinos.

Bolivia: del liderazgo histórico a un punto de inflexión

Durante las últimas dos décadas, Bolivia fue el epicentro gasífero regional. Sus exportaciones abastecieron a Brasil y Argentina, generando ingresos estratégicos para su economía. Pero ese liderazgo está en riesgo.

En los últimos diez años, las reservas y la producción bolivianas han mostrado un declive sostenido. Las nuevas exploraciones impulsadas por el Plan de Reactivación del Upstream (PRU) buscan revertir la tendencia y han logrado dos hallazgos relevantes —Remanso-X1 y Mayaya Centro-X1 IE— aunque insuficientes, por ahora, para garantizar un giro estructural.

Consultoras como Wood Mackenzie advierten que, sin descubrimientos significativos, Bolivia podría enfrentar un escenario crítico: tener que importar gas antes de 2030, incluso para abastecer su propio mercado interno.

Además del reto geológico, Bolivia enfrenta desafíos regulatorios. La reforma a la Ley de Hidrocarburos será clave para atraer inversión extranjera y revitalizar su upstream.

Competencia, integración y urgencias

La reconfiguración gasífera sudamericana está impulsada por tres fuerzas principales:

1. Competencia internacional por mercados: Argentina busca posicionarse como proveedor global de GNL, Guyana y Surinam avanzan con proyectos offshore y Brasil compite por atraer inversiones y diversificar su oferta.

2. Integración energética creciente: El interés brasileño en el gas argentino abre una ventana para una red regional más robusta. Chile ya depende de importaciones argentinas en varios períodos del año, mientras Uruguay se beneficia de la flexibilidad del sistema argentino.

3. Necesidad urgente de inversiones: El potencial exportador argentino requiere miles de millones en nuevos gasoductos y plantas de licuefacción. Bolivia necesita capital para sostener su mercado interno. Brasil busca equilibrar importaciones con producción del Presal.

Un puente con fecha de vencimiento

Sudamérica enfrenta una oportunidad histórica en medio de la transición global. La región puede transformarse en un bloque energético competitivo, capaz de abastecer mercados lejanos y fortalecer su integración interna.

Pero la ventana es limitada. El gas seguirá siendo relevante durante los próximos 15 a 25 años, pero el avance de las energías renovables, el hidrógeno y las políticas de descarbonización acelerarán la reducción de su protagonismo.