Mendoza Post 09-10-2026 Durante casi dos décadas, Bolivia fue uno de los principales proveedores de gas natural de la Argentina. Ese esquema se terminó en 2024, cuando venció el contrato de suministro de largo plazo. Desde entonces, los intercambios quedaron limitados a operaciones puntuales o bajo condiciones interrumpibles.

Ahora, el flujo podría cambiar de dirección. Un análisis de la comercializadora Alpes Energy plantea que Bolivia podría comenzar a necesitar gas importado a partir de 2031, debido al declive de sus yacimientos maduros. En ese escenario, la producción de Vaca Muerta aparece como una de las alternativas más cercanas para cubrir esa demanda.

Bolivia pierde producción y Neuquén gana escala

La evolución de ambos mercados muestra una tendencia opuesta. Según los datos recopilados por Alpes Energy, Bolivia producía 56,6 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) en 2016. Para 2026, la producción promedio proyectada por YPFB se ubica en 26,6 MMm³/d, lo que implica una reducción cercana al 53 por ciento, equivalente a un declino promedio de 7,3 por ciento anual.

En la cuenca neuquina ocurrió lo contrario. La producción pasó de 70,7 MMm³/d en 2016 a 110 MMm³/d en el promedio de enero-julio de 2026, un incremento cercano al 56 por ciento.

El cambio más importante, de todos modos, está en el tipo de gas producido. El volumen proveniente de formaciones shale y tight pasó de 26,4 MMm³/d a 97,7 MMm³/d durante el período analizado. De esta manera, el gas no convencional pasó de representar el 37 por ciento al 89 por ciento de la producción de la cuenca neuquina.

La comparación no supone que Vaca Muerta pueda reemplazar automáticamente a Bolivia como proveedor. El análisis busca mostrar, en cambio, cómo se modificó la oferta regional: mientras Bolivia perdió alrededor de 30 MMm³/d de producción en una década, Neuquén incorporó cerca de 39 MMm³/d de producción total y más de 71 MMm³/d de gas no convencional.

2031, un posible punto de inflexión

Alpes Energy elaboró un escenario de sensibilidad a partir de información oficial de YPFB y el Instituto Nacional de Estadística (INE) de Bolivia. El supuesto contempla que no aparezcan nuevos descubrimientos relevantes y que la demanda interna permanezca alrededor de 14 MMm³/d.

Bajo esas condiciones, la producción boliviana comenzaría a caer desde 2026 a una tasa del 10,5 por ciento anual. Para 2031 se ubicaría en torno a 15,3 MMm³/d, apenas 1,4 MMm³/d por encima de la demanda utilizada como referencia.

Ese margen podría resultar insuficiente ante aumentos estacionales del consumo o problemas operativos. Para 2032, según el ejercicio, la producción promedio ya quedaría por debajo de las necesidades internas.

Por eso, Alpes Energy considera a 2031 como un posible punto de inflexión, aunque aclara que se trata de un escenario y no de una proyección oficial.

La infraestructura argentina abre una vía de exportación

La posibilidad de que Bolivia compre gas argentino no depende únicamente del crecimiento de Vaca Muerta. También requiere contar con infraestructura para trasladar el combustible hacia el norte.

En ese sentido, la reversión del Gasoducto Norte, concretada desde 2024, permite transportar hasta 15 MMm³/d desde el centro del país hacia las provincias del NOA y redujo la dependencia del gas boliviano.

A esto se suma el proyecto anunciado por Transportadora de Gas del Norte (TGN) para el Gasoducto Manuel Belgrano, de 753 kilómetros, destinado a ampliar la capacidad de transporte desde Vaca Muerta hacia el centro y norte argentino.

La posibilidad de utilizar la infraestructura regional en sentido inverso ya tuvo además una prueba. En abril de 2025 se enviaron cerca de 0,5 millones de metros cúbicos de gas argentino a Brasil a través de la red boliviana, una operación que permitió comprobar la factibilidad técnica del nuevo flujo.