La primera exportación de prueba de gas natural desde Argentina hacia Brasil por el Gasoducto del Mercosur, concretada tras años de inactividad, reabre un capítulo estratégico en la política energética regional. El envío, impulsado por TotalEnergies junto al grupo brasileño J&F hacia la central de Uruguaiana, no solo busca validar la infraestructura técnica, sino medir si el país puede consolidar una salida directa para el shale gas de Vaca Muerta sin depender de terceros. La tensión es clara: ¿se trata del inicio de un corredor energético estable o de un ensayo condicionado por limitaciones estructurales y regulatorias?

Un ducto inactivo que vuelve al centro de la agenda energética

La operación marca el primer flujo por el Gasoducto del Mercosur desde 2021. El test permitió verificar condiciones técnicas clave: integridad de la tubería, funcionamiento de válvulas y estaciones, y protocolos de operación tras años sin actividad.

El sistema conecta Aldea Brasileña, en Entre Ríos, con Uruguaiana, en Río Grande do Sul, a lo largo de 421 kilómetros, con capacidad de transporte de 15 millones de metros cúbicos diarios. La infraestructura, inaugurada en 2000, tiene licencia vigente hasta diciembre de 2027, con posibilidad de extensión por 20 años bajo el nuevo marco normativo.

La validación técnica no es un trámite menor. Es el paso previo para habilitar contratos de exportación en firme, en un contexto donde la confiabilidad del suministro se vuelve un factor político y económico.

De la prueba técnica a la geopolítica del gas

El ensayo se inscribe en un cambio más amplio del mapa energético regional. La caída de las exportaciones de gas desde Bolivia obliga a Brasil a redefinir su matriz de abastecimiento. En ese escenario, Vaca Muerta aparece como alternativa.

La prueba actual replica, en otro formato, los testeos realizados un año atrás vía Bolivia. Pero introduce una diferencia clave: la posibilidad de un corredor directo entre Argentina y Brasil.

Ese cambio altera la lógica de interconexión regional. Deja de depender de terceros países y abre la discusión sobre infraestructura propia. El proyecto en análisis contempla una extensión de más de 550 kilómetros del lado brasileño para conectar con Porto Alegre y, potencialmente, con el cinturón industrial de San Pablo.

Actores en juego y control del sistema

El movimiento involucra a múltiples actores con intereses convergentes pero no necesariamente alineados. Del lado argentino, la operación del ducto está en manos de Transportadora Gas del Mercosur, con participación de Total Gas, Tecpetrol, Central Puerto y CGC. En Brasil, la operación corresponde a Transportadora Sulbrasileira de Gás, con presencia de Petrobras, Total Gas, Repsol e Ipiranga.

Las tareas técnicas del test están a cargo de Petrobras y Ámbar Energía, del grupo J&F. El objetivo es determinar si el sistema puede operar de forma continua y estable.

La central termoeléctrica de Uruguaiana, con 640 MW de capacidad instalada, funciona como punto de anclaje de esta estrategia. Diseñada para operar con gas importado, requiere hasta 2,8 millones de m³ diarios para plena carga. Su historial de funcionamiento irregular —alternando entre GNL y combustibles líquidos— expone la fragilidad del suministro en ausencia de un esquema estable.

Integración energética y disputa por el mercado brasileño

El test refuerza una tendencia: la integración energética bilateral empieza a pasar de la planificación a la ejecución. Para el sistema eléctrico brasileño, el gas argentino aparece como una alternativa competitiva y cercana, especialmente en contextos de baja hidraulicidad.

Pero el impacto trasciende lo técnico. La posibilidad de exportaciones firmes redefine la posición de Argentina como proveedor regional. También reconfigura la competencia por el mercado brasileño, donde conviven distintas rutas de abastecimiento.

El Plan Nacional Integrado de Infraestructura de Gas Natural y Biometano de Brasil, que prevé inversiones por US$7.500 millones en 14 obras, incluye la conexión con Argentina como una de las prioridades. El proyecto contempla un gasoducto de 593 kilómetros con capacidad de 15 millones de m³ diarios.

En paralelo, el Grupo de Trabajo Bilateral Argentina-Brasil avanzó en un informe técnico que evalúa múltiples alternativas: rutas vía Bolivia, Paraguay, Uruguay y una conexión directa. Esa diversidad de opciones refleja que la decisión final aún no está cerrada.

Entre la validación técnica y la decisión política

El test en curso no define por sí solo el futuro del corredor energético. Es una condición necesaria, pero no suficiente. Lo que sigue es una fase donde lo técnico se cruza con lo político y lo económico.

Habrá que observar si los resultados habilitan contratos en firme y si avanzan las inversiones en infraestructura complementaria. También, cómo se ordena la competencia entre rutas alternativas y qué rol asumen los Estados en ese proceso.

La exportación de prueba reactivó un ducto. Pero, sobre todo, volvió a poner en discusión quién controla el flujo de gas en el Cono Sur y bajo qué condiciones. Ese debate, más que técnico, es estratégico.