Figueroa en Madrid: Neuquén apunta al GNL europeo y rechaza el rol de simple proveedor de materias primas

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, expuso este martes en Casa América de Madrid ante representantes de CAF-Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe y del Real Instituto Elcano para presentar la hoja de ruta energética provincial. El mensaje central fue inequívoco: Neuquén no se resigna al papel de exportador de commodities sin procesamiento. Con más del 60% de la producción proyectada de Gas Natural Licuado (GNL) ya comprometida con compradores alemanes, y con la meta de iniciar exportaciones desde la costa patagónica a fines de 2027, la provincia reposiciona su narrativa ante inversores y organismos multilaterales europeos.

La presentación se enmarca en un momento bisagra para la política energética argentina. La macroeconomía estabilizada —con tipo de cambio unificado, superávit fiscal y reservas en recuperación— genera el piso de previsibilidad que el sector hidrocarburífero reclamaba desde hace años. Sobre esa base, Neuquén avanza en la construcción de un ecosistema exportador que combina producción no convencional en Vaca Muerta, infraestructura de transporte ampliada y capacidad de licuefacción en construcción. El gasoducto Néstor Kirchner, que entró en operación plena durante 2024 con una capacidad de 11 millones de metros cúbicos diarios adicionales, fue el eslabón que desbloqueó la posibilidad de proyectar volúmenes hacia la exportación. Sin ese ducto, la conversación sobre GNL era abstracta.

Los números que Figueroa llevó a Madrid son contundentes. Neuquén alberga la segunda reserva de gas no convencional más grande del mundo —estimada en más de 300 TCF (billones de pies cúbicos)— y la cuarta de petróleo no convencional, con recursos en lugar equivalente a unos 16.200 millones de barriles. La producción de gas de Vaca Muerta superó en 2025 los 100 millones de metros cúbicos diarios, representando más del 55% del total nacional. En petróleo, el no convencional ya aporta cerca del 45% de la extracción argentina, con Neuquén como epicentro indiscutido. La inversión comprometida en el proyecto de GNL —en el que YPF lidera el consorcio con socios internacionales— supera los 30.000 millones de dólares en su fase completa, aunque la Fase 1 se estima en torno a los 8.000 millones de dólares. El dato del 66% de financiamiento provincial proveniente de CAF revela también la centralidad de los organismos multilaterales en la arquitectura de inversión neuquina: sin ese respaldo, proyectos de infraestructura como pasos cordilleranos o redes de distribución eléctrica difícilmente hubieran prosperado.

El impacto sobre la balanza energética argentina es la dimensión más relevante del relato que Figueroa construyó en Madrid. Argentina cerró 2024 con un saldo exportador en energía positivo por segundo año consecutivo —algo que no ocurría desde 2010—, con exportaciones de petróleo crudo y derivados que superaron los 6.000 millones de dólares anuales. El GNL agrega una nueva dimensión: si la Fase 1 del proyecto exporta los volúmenes proyectados —alrededor de 4,5 millones de toneladas anuales—, el ingreso de divisas adicional podría ubicarse entre 2.500 y 3.000 millones de dólares por año, dependiendo del precio spot del GNL en Europa, que en 2025 osciló entre 10 y 14 dólares por millón de BTU. Para Neuquén, eso se traduce en regalías crecientes: la provincia recauda regalías del 12% sobre el valor boca de pozo, y cualquier expansión exportadora impacta directamente en sus arcas. En 2025, las regalías representaron aproximadamente el 35% de los ingresos fiscales provinciales.

Lo que viene es tan relevante como lo que se anunció. El calendario inmediato incluye la definición del esquema regulatorio para las exportaciones de GNL —todavía pendiente a nivel nacional—, la finalización de la planta de licuefacción en Río Negro y la consolidación del hub exportador norpatagónico que Neuquén construye junto a esa provincia. España aparece como mercado objetivo: actualmente importa más de 20.000 millones de metros cúbicos equivalentes de gas por año, con fuerte dependencia de Argelia y, en menor medida, de EE.UU. La diversificación de proveedores es una prioridad de la política energética española desde la crisis de suministro de 2022. En ese contexto, la oferta neuquina —y argentina por extensión— llega con una narrativa de largo plazo que va más allá del precio spot: seguridad de suministro, estabilidad institucional y potencial de escala. Las preguntas que quedan abiertas son las mismas que los inversores formulan en cada roadshow: certeza regulatoria en Argentina, velocidad de ejecución de la infraestructura de transporte y capacidad de escalar la producción sin cuellos de botella logísticos.

Puntos clave

• Más del 60% de la producción proyectada de GNL patagónico ya tiene compradores comprometidos en Alemania, con exportaciones previstas desde fines de 2027.
• Neuquén concentra la segunda reserva mundial de gas no convencional y produce más del 55% del gas argentino, con regalías que representan el 35% de sus ingresos fiscales.
• El 66% del financiamiento recibido por la provincia provino de CAF, lo que refleja la centralidad de los organismos multilaterales en la estrategia de infraestructura neuquina.
• Argentina cerró 2024 con saldo exportador energético positivo por segundo año consecutivo; el GNL podría sumar entre 2.500 y 3.000 millones de dólares anuales adicionales en divisas.

Preguntas del sector

Los contratos con compradores alemanes se estructuran típicamente como acuerdos de largo plazo —entre 15 y 20 años— con precio indexado a TTF europeo o a una combinación de TTF y JKM asiático, con descuento por volumen. Los contratos de EE.UU. post-crisis 2022 se cerraron en su mayoría a precios de entre 8 y 11 dólares por millón de BTU más costos de transporte, lo que deja margen competitivo al GNL patagónico si los costos de licuefacción y flete se mantienen bajo los 4 dólares por millón de BTU de diferencial.

El Poder Ejecutivo nacional avanzó en 2025 con el decreto que habilita contratos de exportación de GNL por hasta 30 años, pero la reglamentación operativa —incluyendo el régimen de retenciones aplicable y el mecanismo de acceso al mercado de cambios para las divisas exportadas— permanece en revisión. Esa indefinición es el principal riesgo de demora para las decisiones finales de inversión (FID) de los socios internacionales del consorcio liderado por YPF, que condicionan su ingreso a certeza sobre el régimen fiscal efectivo a lo largo de la vida útil del proyecto.