Redacción
En junio de 2026, la discusión sobre las exportaciones de gas natural licuado dejó de ser un ejercicio académico para convertirse en una de las decisiones estratégicas más urgentes que enfrenta Argentina. Vaca Muerta acumula reservas certificadas que la posicionan como la segunda formación de shale gas más grande del mundo, pero esa riqueza geológica no se transforma sola en divisas ni en contratos de largo plazo. El mundo está reorganizando sus cadenas de suministro energético: Europa sigue buscando diversificación desde la crisis ucraniana, Asia proyecta una demanda de GNL que crecerá a tasas del 3% anual hasta 2035, y Estados Unidos ya opera más de 140 millones de toneladas anuales de capacidad de licuefacción. Neuquén mira ese tablero con la certeza de que tiene el recurso, pero con la ansiedad de quien sabe que el tiempo juega en contra.
La historia reciente del gas argentino es la de un país que tardó en procesar su propia abundancia. Hasta 2021, Argentina importaba entre 3.000 y 5.000 millones de dólares anuales en GNL y gasoil para cubrir picos de demanda interna, una paradoja estructural que coexistía con el descubrimiento y desarrollo inicial de Vaca Muerta. El plan Gas.Ar, lanzado en 2021 bajo el esquema de contratos de largo plazo con precio garantizado en dólares, fue el punto de inflexión que activó la inversión en producción no convencional. Entre 2021 y 2025, la producción de gas de Neuquén creció un 48%, pasando de aproximadamente 100 millones de m³/día a superar los 148 millones de m³/día. La construcción del gasoducto Néstor Kirchner, inaugurado en 2023 con una capacidad inicial de 11 millones de m³/día —ampliable a 22 millones— fue la primera infraestructura de transporte diseñada explícitamente para mover excedentes hacia el mercado exportador. En paralelo, las exportaciones de gas por gasoducto hacia Chile y Brasil pasaron de ser residuales a superar los 20 millones de m³/día en los picos de 2025.
El estado actual del sector GNL muestra un ecosistema de proyectos en distintas etapas de maduración. El más avanzado es Argentina LNG, consorcio liderado por YPF con la participación de Petronas, que planea una planta de licuefacción en Punta Colorada, Río Negro, con una capacidad de entre 25 y 30 millones de toneladas anuales en su fase plena —lo que lo convertiría en uno de los proyectos de GNL más grandes del hemisferio sur. La inversión estimada ronda los 30.000 millones de dólares en múltiples trenes de licuefacción. En 2025 se firmaron los primeros acuerdos de suministro de largo plazo (Sale and Purchase Agreements) con compradores asiáticos y europeos, aunque la decisión final de inversión (FID) aún no se ha tomado para la escala completa. En paralelo, Golar LNG negocia la instalación de una unidad flotante de licuefacción (FLNG) en aguas argentinas, una alternativa más rápida y menos intensiva en capital que permitiría exportar volúmenes iniciales de entre 2 y 5 millones de toneladas anuales antes de 2029. Pan American Energy y TotalEnergies también participan de las conversaciones para asegurarse cupos de suministro de gas en boca de pozo. La producción de gas de Vaca Muerta ya supera los 90 millones de m³/día en bloques no convencionales, con pozos de las plataformas Loma Campana, Bajada del Palo y La Amarga Chica como columna vertebral.
Los desafíos son tan contundentes como las oportunidades. El primero es de infraestructura: Argentina necesita construir o ampliar gasoductos troncales para llevar el gas desde Neuquén hasta la costa atlántica —un recorrido de más de 1.400 kilómetros— sin los cuales ninguna planta de licuefacción tiene sentido económico. El costo estimado de esa infraestructura complementaria supera los 5.000 millones de dólares. El segundo desafío es financiero y regulatorio: los inversores internacionales exigen estabilidad jurídica, previsibilidad cambiaria y garantías de repatriación de utilidades. El régimen RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones), aprobado en 2024, apunta a cubrir esa brecha con beneficios impositivos y aduaneros para proyectos superiores a 200 millones de dólares, pero su implementación efectiva sigue siendo observada con cautela por los fondos institucionales. El tercer obstáculo es geopolítico y competitivo: Qatar amplía su capacidad hasta 142 millones de toneladas anuales para 2030, Estados Unidos agrega capacidad en Louisiana y Texas, y Mozambique suma proyectos de escala. Argentina llegará a un mercado más abastecido que el de 2022, lo que exige costos de producción y licuefacción muy competitivos. La ventaja argentina es el costo de extracción —entre 2,5 y 3,5 USD/MMBTU en Vaca Muerta— pero los costos de licuefacción y transporte marítimo hasta Asia o Europa pueden llevar el precio total por encima de los 8-9 USD/MMBTU, lo que estrecha el margen frente a productores con plantas ya amortizadas.
Las perspectivas para los próximos tres a cinco años dependen de decisiones que deben tomarse en 2026 y 2027. Si Argentina LNG confirma su FID para el primer tren de licuefacción, los primeros embarques de GNL podrían materializarse hacia 2031-2032. Si la opción flotante (FLNG) avanza, los plazos se comprimen a 2028-2029 con volúmenes menores pero con la ventaja de generar aprendizaje operativo y relaciones comerciales tempranas. En cualquier escenario, Neuquén es la provincia que concentra la producción pero que no captura directamente las rentas de la licuefacción, ubicada en la costa. Eso plantea una negociación política interna sobre regalías, empleo y desarrollo de proveedores locales que todavía no tiene resolución clara. El gobierno nacional, mientras tanto, tiene en el GNL uno de los pocos instrumentos capaces de generar un flujo sostenido de divisas genuinas en la segunda mitad de la década —un factor que en el contexto de la restricción externa argentina adquiere una dimensión macroeconómica difícil de exagerar. Se estima que exportaciones plenas de GNL podrían aportar entre 15.000 y 25.000 millones de dólares anuales al cabo de una década, transformando el perfil exportador del país de manera estructural.
Una planta terrestre como la proyectada en Punta Colorada requiere una inversión de capital muy superior —entre 800 y 1.000 USD por tonelada de capacidad anual— pero tiene costos operativos menores y mayor vida útil. Una FLNG tiene costos de construcción más altos por tonelada pero se instala en plazos de 3 a 4 años contra los 6 a 8 de una planta onshore, y puede reubicarse si el recurso se agota o cambia la estrategia comercial. Para Argentina, la FLNG funciona como un puente que genera experiencia exportadora mientras la infraestructura mayor madura.
¿Qué garantías exige un comprador internacional de GNL para firmar un contrato de largo plazo con Argentina?Los contratos de largo plazo (típicamente 15 a 20 años) requieren que el vendedor demuestre reservas certificadas suficientes, acceso garantizado a infraestructura de transporte y licuefacción, y un marco legal que proteja el contrato ante cambios de gobierno o política regulatoria. Para Argentina específicamente, los compradores asiáticos y europeos exigen además cláusulas de arbitraje internacional, garantías de convertibilidad de las divisas y, en muchos casos, aval de multilaterales o agencias de crédito a la exportación.
¿Cómo impacta el precio internacional del GNL en la viabilidad del proyecto argentino?El precio de referencia en Asia (JKM) y en Europa (TTF) determina el margen neto para el exportador. Con precios por encima de 10 USD/MMBTU —niveles que se observaron entre 2022 y 2023— el proyecto argentino tiene retornos atractivos incluso con los costos de transporte marítimo incluidos. Con precios en torno a 7-8 USD/MMBTU, el margen se estrecha y la competitividad depende de la eficiencia en los costos de extracción y licuefacción. La estructura de contratos de largo plazo con precio indexado al petróleo o a índices de gas busca precisamente suavizar esa volatilidad.
