El Momento del Metano en Latinoamérica

Cómo la regulación, la tecnología y la presión del mercado están transformando la gestión del metano en la región

Publicado el 14 de Septiembre de 2026

El metano dejó de ser un tema de sostenibilidad de nicho y se convirtió en una de las prioridades operativas más importantes de la industria energética. Los reguladores están redactando nuevas normas, los compradores exigen transparencia, y los satélites hacen visibles las emisiones casi en tiempo real. El metano retiene mucho más calor que el CO2 en un horizonte de 20 años, y gran parte de él puede capturarse y comercializarse en lugar de perderse, lo que lo convierte tanto en una prioridad climática como comercial para los productores de Latinoamérica. En toda la región, el ritmo de cambio varía. Pero basta observar a Argentina para ver hacia dónde se dirige el resto de la región.

Argentina está marcando el ritmo

En enero de 2025, el Sistema de Alerta y Respuesta de Metano (MARS) de la ONU detectó, desde el espacio, una pluma de metano en un pozo petrolero argentino. El operador la rastreó y resolvió en pocos días, uno de los primeros casos de mitigación verificados por MARS a nivel mundial, y una señal de que las emisiones antes invisibles para los reguladores ahora pueden detectarse, con la expectativa de que los operadores las corrijan con rapidez.

Gran parte de este cambio está siendo moldeado por OGMP 2.0, el marco de reporte de metano líder de la industria. Este clasifica a los operadores desde estimaciones de escritorio hasta la medición conciliada a nivel de sitio, y cada vez más se convierte en el estándar sobre el cual los reguladores diseñan sus normativas.

Neuquén llevó esto un paso más allá. A través de la Resolución 258/2025 y la Disposición N.º 1/26, la provincia, sede del yacimiento no convencional de Vaca Muerta, ha introducido exigencias progresivamente más rigurosas para cuantificar, reportar y verificar sus emisiones. Para un desglose práctico de la normativa, lea Disposición N.º 1/26 en un Vistazo: Lo que los Operadores de Neuquén Deben Saber. Los operadores de Nivel 1 deben reportar en un formato estandarizado y avanzar hacia una cuantificación más granular y una verificación independiente, construyendo hacia un inventario consolidado para 2027. Ese mismo año, el Reglamento de Metano de la UE (EUMR) comenzará a exigir equivalencia de MRV a los proveedores extranjeros de gas, por lo que los operadores que respondan a las normas de Neuquén también están construyendo capacidades relevantes para futuros requisitos de mercados de exportación.

Intensidad de metano por país y fuente, 2025 (kt CH4/BOE). Fuente: IEA Global Methane Tracker 2026.

Una transición regional, a distintas velocidades

Argentina no actúa sola. México y Colombia ya cuentan con requisitos vinculantes relacionados con el metano, Brasil avanza hacia su propio marco normativo, y Venezuela, a pesar de tener la mayor intensidad de venteo y quema de la región— representa una de las oportunidades greenfield más grandes para construir infraestructura de medición desde cero.

El momento es clave: varias de las principales regiones productoras de Sudamérica están entrando en un período de inversión upstream significativa y crecimiento exportador, por lo que el desempeño en materia de metano se está volviendo tan importante para las oportunidades financieras y el acceso a mercados como lo es para el cumplimiento normativo. 

El venteo domina el perfil regional de metano, con aproximadamente un 62% de las emisiones de base entre los nueve productores analizados, muy por delante de las emisiones fugitivas (19%), la quema en antorcha (16%) y la combustión incompleta (3%). Pero el promedio regional oculta diferencias reales: la intensidad de Venezuela es más de tres veces la de Argentina a pesar de tener una producción menor, impulsada por el venteo y la quema en conjunto, mientras que Brasil y Guyana se ubican bien por debajo del promedio. La implicancia es clara: no existe una única estrategia de mitigación para la región, la solución de mayor valor varía según el país y según el activo.

Preguntas que todo operador debería hacerse

Ya sea que opere en Neuquén hoy o en otro punto de la región, estas son preguntas que vale la pena responder con honestidad:

• ¿Sabe con precisión de dónde provienen sus mayores emisiones de metano?
• ¿Puede cuantificarlas mediante métodos basados en medición?
• ¿En qué posición se encuentra su reporte frente a marcos como OGMP 2.0?
• ¿Sus datos de emisiones resistirían una verificación independiente por parte de terceros?
• ¿Está preparado para los requisitos regulatorios y de compradores que están surgiendo?

Para un número creciente de operadores, estas dejaron de ser ejercicios de planificación a futuro y se están convirtiendo en preguntas operativas del día a día.

Profundizamos en estas preguntas de preparación, y en lo que realmente implica responderlas bien, en ¿Está Preparado para el Primer Informe Obligatorio de Emisiones de Neuquén?.

Qué implica realmente abordar el metano

Nada de esto requiere un avance tecnológico disruptivo. McKinsey estima que las tecnologías existentes pueden abordar entre el 80% y el 90% de las emisiones upstream de petróleo y gas; la AIE (IEA) sostiene que más del 75% de las emisiones de metano del sector son reducibles mediante medidas ya conocidas y disponibles en el mercado, y gran parte de esa reducción se autofinancia, ya que el gas recuperado suele valer más que el costo de capturarlo.

Aun así, el costo varía marcadamente según la palanca utilizada. Las cifras de BCG dejan la brecha en términos concretos: llevar las emisiones de metano de una plataforma offshore de tamaño mediano casi a cero puede costar entre USD 10 y 15 millones, frente a más de USD 150 millones para electrificar esa misma plataforma y USD 250 millones para sumar captura de carbono. Esa brecha es la razón por la cual el orden de las acciones importa: medir la línea de base, identificar la fuente dominante, priorizar por costo e impacto, y luego mitigar:

• Reducir el venteo de rutina — reemplazar o modernizar dispositivos neumáticos accionados por gas, mejorar los sellos de compresores y capturar el gas que de otro modo se liberaría.
• Detectar y reparar fugas — combinar programas de LDAR con satélites, drones y sensores fijos para identificar y priorizar las emisiones fugitivas.
• Reducir la quema en antorcha — capturar, reinyectar o aprovechar el gas en lugar de quemarlo, y mejorar la eficiencia de la antorcha donde aún no pueda eliminarse.
• Atender las emisiones de combustión remanentes — electrificar equipos o incorporar captura de carbono donde la economía del proyecto lo justifique.

El paso final es la verificación: canalizar esa misma línea de base hacia un sistema capaz de detectar una fuga, activar su reparación y generar la evidencia que reguladores y compradores exigen, el mismo tipo de monitoreo que permitió detectar la fuga argentina a través de MARS. Eso es lo que convierte un proyecto puntual en un programa que un operador puede sostener y demostrar en el tiempo.

Por qué moverse primero da resultado

Esto no se trata únicamente de una fecha límite regulatoria; se trata de proteger los contratos que mantienen al negocio en funcionamiento. Una fuga sin resolver, hoy visible desde el espacio, representa una exposición legal y reputacional que no desaparece porque se posponga una fecha de presentación, y los importadores europeos ya se están preparando para exigencias más estrictas en materia de metano sobre el petróleo y el gas que compran.

Argentina puede ser hoy el ejemplo más claro, pero el mensaje trasciende ampliamente a un solo país. Construir una capacidad real de medición, reporte y verificación se está volviendo central para la resiliencia operativa del sector energético en toda Latinoamérica, y los operadores que inviertan de manera temprana estarán mejor posicionados para recuperar valor, demostrar cumplimiento y satisfacer las expectativas tanto de los reguladores como de los compradores.

En Envana, trabajamos con operadores de toda la región en reporte digital de emisiones, alineación con OGMP 2.0 y preparación regulatoria. Contáctenos para conocer cómo podemos ayudarlo a adelantarse al momento del metano en Latinoamérica. 

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