América Latina produce cada vez más gas natural, cuenta con importantes recursos convencionales y no convencionales, amplía su infraestructura de GNL y dispone de una red de gasoductos construida durante décadas. Sin embargo, el desafío energético de la región ya no pasa solamente por tener moléculas o infraestructura física, sino por lograr que ese gas llegue de manera competitiva y confiable a los mercados donde la demanda está creciendo.
La paradoja del gas en América Latina: hay recursos y gasoductos, pero falta una arquitectura para integrarlos
América Latina produce más gas y ya cuenta con una red de gasoductos, pero Senne advierte que faltan reglas, inversiones y mercados integrados para transformar esos recursos en energía competitiva.
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“América Latina ya tiene parte de la red física necesaria para una integración energética más profunda. El activo que falta es una arquitectura comercial y regulatoria capaz de mantener esa red abastecida, competitiva e invertible”, alertó Rodrigo Senne.
Esa es la principal conclusión del análisis “Latin America's Gas Paradox”, elaborado por Rodrigo Senne, ejecutivo especializado en desarrollo de negocios, energía, renovables, fusiones y adquisiciones y estrategia, quien plantea que América Latina enfrenta una brecha entre los recursos disponibles y la capacidad de integrarlos comercial y regulatoriamente. “La región está produciendo más gas, pero resolviendo menos el problema de integración”, sostiene Senne al inicio de su análisis al que accedió Energy Report.
El especialista advierte que esta discusión adquiere mayor relevancia en un escenario en el que los sistemas eléctricos incorporan cada vez más generación renovable variable, mientras que la industria continúa necesitando suministro firme y los centros de datos aumentan el valor de la capacidad de generación disponible y despachable.
En ese contexto, el gas natural puede cumplir un papel estratégico para garantizar confiabilidad, aunque Senne aclara que no constituye por sí solo la respuesta a todos los desafíos energéticos.
América Latina produce más gas
Los últimos datos regionales muestran un crecimiento de la producción. En marzo de 2026, América Latina y el Caribe produjeron aproximadamente 22.000 millones de metros cúbicos de gas natural, un 5% más que en marzo de 2025 y también un 5% por encima de febrero de 2026.
Argentina explicó el 23% de la producción regional, seguida por Trinidad y Tobago, con 21%, y Brasil, con 15%. Luego aparecen Bolivia y México, con 10% cada uno; Venezuela, con 9%; Perú, con 7%; Colombia, con 5%; y Ecuador, con 1%.
Para Senne, el lugar que ocupa Argentina no representa simplemente un dato estadístico, sino un cambio estructural asociado al desarrollo de Vaca Muerta y al crecimiento de la producción no convencional. “Argentina pasó de enfrentar restricciones crónicas de suministro a posicionarse desde donde las exportaciones y el acceso a los mercados regionales pueden convertirse en parte de su estrategia de crecimiento”, plantea.
El análisis destaca que la transformación argentina no fue consecuencia exclusiva de la disponibilidad geológica. El desarrollo de Vaca Muerta estuvo acompañado por inversión, capacidad operativa, infraestructura y una estrategia de mercado.
La evolución de la producción muestra, además, un fuerte crecimiento del shale gas durante la última década en paralelo con una caída del gas convencional. Para Senne, esa sustitución modificó el perfil productivo del país y mejoró su capacidad para abastecer tanto al mercado interno como a los países vecinos.
Argentina y Vaca Muerta: recursos más ejecución
El caso argentino aparece como uno de los ejemplos centrales del análisis porque demuestra, según Senne, que contar con recursos naturales no es suficiente. “La lección no es que la geología por sí sola gana”, señala el brasileño en su publicación.
“Vaca Muerta se volvió relevante porque los recursos fueron acompañados por inversión, capacidad operativa, infraestructura y una estrategia de mercado”, añadió.
La conclusión es especialmente relevante para el futuro regional, porque la disponibilidad de gas puede convertirse en una ventaja competitiva solamente cuando existen las condiciones para transportar, comercializar y entregar el recurso a precios competitivos.
De hecho, este año la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) y la CAF presentaron los resultados de la Fase V del Proyecto Regional de Integración Gasífera de los países del Mercosur y Chile. El estudio concluye que la región podría avanzar hacia un mercado integrado de gas natural con intercambios comerciales cercanos a los u$s5.000 millones anuales, respaldados por inversiones superiores a u$s25.000 millones en infraestructura.
El proyecto cobra especial relevancia para Argentina, que busca posicionar a Vaca Muerta como uno de los principales polos exportadores de gas del hemisferio, y para Brasil, que aparece como el principal mercado demandante regional por el crecimiento de su industria y la expansión de la producción offshore del Pré-Sal.
Las simulaciones de OLACDE estiman que, bajo escenarios de mayor integración regulatoria, flexibilización tarifaria y crecimiento de la demanda, los intercambios regionales podrían alcanzar entre 60 y 70 MMm³/día, frente a los 35-40 MMm³/día de flujos potenciales actuales. Para alcanzar ese nivel, el plan contempla alrededor de 6.000 kilómetros de nuevos gasoductos y más de 1 millón de HP de capacidad de compresión, con inversiones estimadas de entre u$s500 millones y u$s5.000 millones por corredor.
El mapa de gasoductos no es el mercado
Uno de los principales puntos del análisis está puesto en la infraestructura existente. El inventario utilizado por Senne identifica 16 gasoductos transfronterizos, muchos de ellos construidos entre las décadas de 1970 y 2000. Esa infraestructura constituye una ventaja porque la región no parte de cero.
Pero el especialista advierte que tener gasoductos conectados en un mapa no equivale a contar con un mercado regional integrado. “El mapa no es el mercado”, resume.
La existencia de capacidad física no garantiza que haya suministro disponible, acceso de terceros, tarifas alineadas, regulaciones compatibles ni derechos de transporte que permitan financiar nuevas inversiones.
Por eso, el desafío de la próxima etapa no sería necesariamente construir una red completamente nueva, sino desarrollar las condiciones comerciales y regulatorias que permitan utilizar mejor la infraestructura existente y ampliar sus capacidades.
Brasil: producir a gran escala no garantiza gas barato
Brasil representa el otro gran caso analizado por Senne. El país explicó el 15% de la producción regional de gas en marzo de 2026, impulsado por el desarrollo offshore y de los yacimientos presalinos. Sin embargo, el análisis plantea una paradoja: producir mucho gas en boca de pozo no implica necesariamente disponer de gas barato para los consumidores. “La escala en boca de pozo no se traduce automáticamente en gas de bajo costo en el punto de consumo”, sostiene Senne.
La comparación de precios utilizada en el documento muestra que los precios mayoristas domésticos brasileños llegaron a ubicarse cerca de los precios de importación de GNL en Chile y por encima de los precios domésticos promedio de Argentina.
El propio análisis advierte que esta comparación debe ser tomada con cautela, porque se trata de mercados con diferentes estructuras, bases de precios y condiciones contractuales. Tampoco permite aislar por sí sola el impacto de procesamiento, transporte, impuestos, términos contractuales o reinyección.
Aun con esas salvedades, Senne plantea una pregunta estratégica: si Brasil produce a gran escala, ¿por qué resulta todavía difícil transformar ese recurso en una ventaja regional más amplia?
El cuello de botella brasileño: del pozo al mercado
Parte de la explicación está relacionada con la naturaleza y ubicación de la producción brasileña. Una parte importante del gas del país es asociado a la producción offshore de petróleo, por lo que se encuentra lejos de los centros de consumo y requiere decisiones vinculadas al procesamiento, evacuación y reinyección. A esto se suman cuestiones relacionadas con el diseño del mercado y el acceso a la infraestructura.
Los datos de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles de Brasil (ANP) correspondientes a junio de 2026 muestran con claridad la diferencia entre producción y gas efectivamente disponible para el mercado.
Brasil produjo 217,35 millones de m³ diarios, un aumento del 19,7% interanual. Pero solamente 64,36 millones de m³ diarios, equivalentes al 29,61% de la producción total, estuvieron disponibles para el mercado.
La mayor instalación productora del país, el FPSO Marechal Duque de Caxias, en el campo Mero, alcanzó una producción de 13,36 millones de m³ diarios, según indicó Senne.
Además, a nivel de productores, la producción informada por la empresa dominante se ubicó aproximadamente 27 veces por encima de la del segundo productor privado, con 191 millones de m³ diarios frente a 7 millones.
Para Senne, estas cifras muestran que la escala upstream no genera automáticamente liquidez downstream, una oferta diversificada ni precios competitivos para los consumidores.
Europa también puede impactar en el gas latinoamericano
Otro de los factores incorporados al análisis es la situación de los almacenamientos europeos. A mediados de agosto de 2026, Europa tenía sus reservas de gas almacenadas en 60,8% de su capacidad, el nivel más bajo para esa época del año en casi dos décadas, según el análisis de mercado citado por Senne.
El promedio de la Unión Europea también se encontraba por debajo del nivel de aproximadamente 77% correspondiente al promedio de cinco años y lejos del objetivo de 90% previo al invierno. La situación era particularmente ajustada en Alemania, con 49,7%, y Países Bajos, con 41,5%. Italia y España mostraban una posición más favorable, con 79,2% y 73,2%, respectivamente.
¿Por qué esto importa para América Latina?, se preguntó el analista. Y se responde: porque una menor disponibilidad de gas almacenado puede aumentar la necesidad europea de atraer cargamentos de GNL durante la etapa de reposición de inventarios. Si además se incrementa el riesgo asociado al invierno, podrían subir los precios de los hubs europeos y de los mercados spot de GNL.
Eso puede elevar el costo marginal del gas importado por países latinoamericanos o reducir la disponibilidad de cargamentos, especialmente en mercados que recurren al GNL durante períodos de baja generación hidroeléctrica, picos de demanda o restricciones de oferta doméstica.
Senne aclara que no se trata de una transmisión automática de precios. “El canal de transmisión es el precio global del GNL, no un mecanismo de traspaso mecánico uno a uno”, explica.
El impacto dependerá de factores como la indexación de los contratos, cobertura financiera, acceso a regasificación, costos de transporte marítimo, clima y disponibilidad de producción doméstica.
Argentina, Brasil, Chile y los países del Caribe tampoco responderán de la misma manera frente a una eventual tensión internacional. Argentina tiene necesidades estacionales de importación, Brasil posee una demanda térmica flexible, Chile tiene una elevada exposición al GNL y los mercados caribeños dependen en mayor medida de las importaciones. Pero, en igualdad de condiciones, un mercado europeo más ajustado eleva el costo de oportunidad de los cargamentos flexibles disponibles para América Latina.
Integración regional para reducir la exposición al GNL
La situación europea refuerza, según el documento, la necesidad de avanzar en una mayor integración energética latinoamericana.
Gasoductos transfronterizos más flexibles, contratos de GNL diversificados, almacenamiento o capacidad de line-pack, crecimiento de la producción doméstica y desarrollo del biometano pueden reducir la exposición de los países de la región frente a las señales de precios que se forman en mercados ubicados a miles de kilómetros.
Por eso, el análisis plantea que la seguridad energética latinoamericana no depende únicamente de cuánto gas produce la región, sino también de qué tan eficientemente puede moverlo, comercializarlo y sustituirlo cuando los mercados globales se tensionan.
Biometano: más oferta utilizando parte de la infraestructura existente
El biometano aparece como otra pieza posible de esa arquitectura. Senne señala que Brasil posee un potencial de hasta aproximadamente 171 TWh, lo que lo ubicaría entre los cinco países con mayor potencial del mundo. El análisis aclara que se trata de una estimación de potencial y no de producción actual.
Como referencia, Europa aparece como el continente más desarrollado en esta tecnología, con una producción de 208 TWh en 2018, impulsada por grandes mercados como Inglaterra, Alemania e Italia. La principal ventaja estratégica del biometano está, según Senne, en su compatibilidad con la infraestructura existente.
Cuando se cumplen los estándares de calidad y las regulaciones correspondientes, puede utilizar parte de la infraestructura de gas, diversificar el suministro, contribuir a la descarbonización y generar nuevas inversiones vinculadas con residuos agrícolas, municipales e industriales. Además, permite acercar parte de la producción a determinados centros de consumo y complementar tanto al gas convencional como al no convencional.
Casi la mitad de las importaciones de gas ya son regionales
El análisis incorpora otro dato que muestra que la integración regional no es solamente una posibilidad futura: en marzo de 2026, el 49% del valor de las importaciones de gas natural de América Latina y el Caribe provino de países de la propia región.
Para Senne, esa cifra demuestra que el comercio intrarregional ya tiene una importancia significativa. Pero también evidencia el potencial que todavía queda por aprovechar. “Casi la mitad es una base significativa; también es evidencia de cuánto queda por optimizar”, sostiene.
La integración, entonces, no partiría de cero. Ya existe comercio, infraestructura y producción distribuida entre diferentes países. Lo que falta es desarrollar las condiciones que permitan que esos activos funcionen como un sistema regional más eficiente.
El nuevo desafío: construir una arquitectura regional
El análisis concluye que la próxima etapa de desarrollo gasífero latinoamericano requerirá mucho más que nuevos proyectos de producción.
Senne identifica como condiciones necesarias la inversión disciplinada, una regulación creíble, acceso abierto y transparente a la infraestructura, contratos preparados para escenarios de volatilidad y una mirada regional sobre la seguridad del suministro. Cada país ofrece, a su vez, una enseñanza diferente.
- Argentina demuestra que los recursos pueden convertirse en producción competitiva cuando existe inversión, infraestructura y capacidad de ejecución.
- Brasil muestra que la escala productiva no elimina la necesidad de contar con una arquitectura de mercado eficiente.
- Bolivia evidencia el valor estratégico de la geografía dentro de la red regional, pero también los riesgos asociados al subdesarrollo de la infraestructura.
- Chile, por su parte, muestra cómo la infraestructura y la posibilidad de acceder a distintas fuentes de importación pueden compensar una producción doméstica limitada.
La conclusión de Senne apunta directamente al centro del debate energético regional: “América Latina ya tiene parte de la red física necesaria para una integración energética más profunda. El activo que falta es una arquitectura comercial y regulatoria capaz de mantener esa red abastecida, competitiva e invertible”.
La competencia energética será también una cuestión de resiliencia
El análisis sostiene que el escenario energético que viene estará marcado por la expansión de los centros de datos, el crecimiento de las energías renovables y una mayor valoración de la seguridad energética. En ese contexto, disponer de gas, gasoductos o infraestructura de GNL será solamente una parte de la ecuación. La verdadera ventaja estará en contar con alternativas.
“Los ganadores no serán las empresas o los países con el pronóstico más optimista”, consideró Senne. “Serán aquellos que traten la volatilidad como una variable de diseño, conecten la producción con la demanda real e incorporen opciones en cada nivel de la cadena de valor”.
Por eso, la resiliencia deja de ser presentada como una característica defensiva para convertirse en un factor de competitividad. “En un mercado moldeado por los centros de datos, la expansión renovable y una renovada prima por la seguridad energética, la resiliencia ya no es una cualidad defensiva. Es la base de la ventaja competitiva”, concluyó el especialista.
