Redacción
En un mundo que todavía no resuelve cómo equilibrar seguridad energética con descarbonización, el gas natural licuado (GNL) ocupa un lugar estratégico. Europa sigue reemplazando gas ruso, Asia incrementa su demanda y los Estados Unidos consolidan su posición como principal exportador global. En ese contexto, Argentina —con Vaca Muerta como activo central— aparece en los radares de traders, utilities y fondos de infraestructura como un proveedor potencial de primera línea. Sin embargo, a mayo de 2026, esa promesa sigue siendo, en gran medida, una promesa. Neuquén, que concentra más del 60% de la producción gasífera no convencional del país, está en el corazón de este debate: sus yacimientos son el origen de cualquier proyecto de GNL exportador, y sus decisiones —junto con las de la Nación— determinarán si Argentina logra convertirse en un actor global o queda relegado a un rol marginal.
La historia reciente del gas en Argentina estuvo dominada durante más de una década por el déficit. Entre 2012 y 2022, el país importó GNL de forma masiva —llegando a gastar más de 4.000 millones de dólares anuales en importaciones de combustibles— para cubrir la caída de producción convencional. El punto de inflexión fue el desarrollo acelerado de Vaca Muerta: la producción de gas no convencional creció de forma sostenida y en 2024 superó los 120 millones de m³/día, transformando a Argentina en exportador neto por gasoducto hacia Chile, Bolivia y Uruguay. El gasoducto Néstor Kirchner, inaugurado en 2023 con una capacidad de transporte de 11 millones de m³/día, fue la primera infraestructura de gran escala construida en décadas y habilitó que el gas de Vaca Muerta llegara al mercado doméstico y a los puertos del litoral. Ese hito marcó el inicio de una nueva etapa, pero también dejó en evidencia que el cuello de botella ya no está en el subsuelo sino en la superficie: licuefacción, puertos, buques y contratos de largo plazo.
Hoy, los proyectos de GNL exportador en Argentina están en distintas fases. El más avanzado es el liderado por YPF y Petronas, que en 2023 firmaron un acuerdo para desarrollar una planta de licuefacción en la provincia de Río Negro, específicamente en el polo industrial de Sierra Grande o en la zona costera de San Antonio Este. La escala proyectada es ambiciosa: entre 25 y 30 millones de toneladas anuales (MTPA) en su fase de madurez, lo que colocaría a Argentina entre los cinco mayores exportadores mundiales si se concreta en su totalidad. La primera fase, de alrededor de 5 MTPA, requiere una inversión estimada en 8.000 a 10.000 millones de dólares. Otros actores como Shell, TotalEnergies y Equinor —todos con posiciones en Vaca Muerta— monitorean de cerca el avance regulatorio y la disponibilidad de infraestructura de transporte. En paralelo, se discuten soluciones flotantes (FLNG) que permitirían acortar los plazos de desarrollo, aunque con costos operativos más elevados. La producción en el upstream ya existe: el desafío es conectar los pozos de Neuquén con una terminal costera a través de gasoductos de largo aliento que todavía no fueron licitados ni financiados en su totalidad.
Los obstáculos son conocidos pero no menores. El primero es la brecha de infraestructura: se necesitan al menos 1.200 kilómetros de gasoducto nuevo para llevar volúmenes exportables desde Vaca Muerta hasta la costa atlántica, una obra que demanda entre 3.000 y 5.000 millones de dólares adicionales y cuatro o cinco años de construcción. El segundo es el marco regulatorio: aunque el régimen RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) sancionado en 2024 ofrece estabilidad fiscal y libre disponibilidad de divisas para proyectos superiores a 200 millones de dólares, la implementación concreta todavía genera dudas entre los equipos legales de las majors. El tercero es el acceso al financiamiento internacional en un contexto en que los bancos multilaterales retacean fondos para proyectos de gas por presiones ESG. Frente a estos obstáculos, las oportunidades son igualmente concretas: Europa necesita diversificar proveedores y está dispuesta a firmar contratos de 15 a 20 años; el precio de referencia del GNL en Asia ronda los 12-14 dólares por MMBTU, un nivel que hace rentable la exportación argentina incluso con los costos de licuefacción y transporte; y el costo de producción en Vaca Muerta —hoy en torno a los 2,5 a 3 dólares por MMBTU en boca de pozo— es competitivo a escala global.
Las decisiones que se tomen en los próximos 18 a 24 meses serán determinantes. Si el proyecto YPF-Petronas avanza a la etapa de FID (Decisión Final de Inversión) antes de fin de 2026, la primera exportación de GNL argentino podría materializarse entre 2030 y 2031. Eso implicaría que Argentina ingresaría al mercado global en un momento en que varios analistas proyectan un equilibrio ajustado entre oferta y demanda de GNL. Sin decisión de inversión, el riesgo es que los compradores potenciales —europeos y asiáticos— cierren contratos con competidores de Qatar, Mozambique o Canadá, dejando a Argentina afuera de la ventana más favorable. En Neuquén, la discusión también es política: la provincia busca asegurar regalías sobre el gas licuado y participación en la cadena de valor más allá del upstream, lo que requiere negociaciones federales complejas. La gestión del gobernador Rolando Figueroa ha señalado su apoyo al desarrollo exportador, pero exige que los beneficios fiscales no erosionen la participación provincial. El potencial de Argentina como proveedor global de GNL es real y está respaldado por reservas probadas y por la capacidad operativa demostrada en Vaca Muerta. Pero el mundo del GNL no espera: se construye con contratos, con acero y con decisiones que se toman hoy.
Una planta onshore como la proyectada en Río Negro ofrece mayor capacidad, costos operativos más bajos y vida útil más larga (30-40 años), pero requiere mayor inversión inicial y más tiempo de construcción. Una unidad FLNG puede estar operativa en 5-6 años, reduce la necesidad de infraestructura portuaria fija y es más flexible ante cambios de demanda, pero su costo por tonelada exportada es entre 20% y 35% superior al de una planta fija, lo que comprime márgenes en escenarios de precios bajos.
¿Qué implica el RIGI para un proyecto de GNL en términos concretos?El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones garantiza estabilidad fiscal por 30 años (sin cambios impositivos ni regulatorios adversos), libre disponibilidad del 100% de las divisas generadas por exportaciones a partir del séptimo año, y reducción de aranceles para importación de bienes de capital. Para un proyecto de 10.000 millones de dólares, estos beneficios pueden representar una mejora de entre 1,5 y 2 dólares por MMBTU en la ecuación de rentabilidad.
¿Qué volumen de gas necesitaría consumir una planta de 5 MTPA y cómo se compara con la producción actual de Vaca Muerta?Una planta de licuefacción de 5 MTPA requiere aproximadamente 20 millones de m³/día de gas en boca de pozo, considerando el consumo propio del proceso y las pérdidas de licuefacción. Vaca Muerta produce hoy alrededor de 75 millones de m³/día de gas no convencional, con potencial técnico estimado en más de 300 millones de m³/día. La reserva no es el cuello de botella: el desafío es la extracción incremental y el transporte hasta la costa.
