GNL neuquino: 325 millones de dólares y tres décadas de meseta productiva

La Legislatura neuquina aprobó esta semana el acuerdo entre la Provincia y YPF para el desarrollo de Gas Natural Licuado (GNL), un esquema que movilizará 325 millones de dólares en dos tramos y que, según las proyecciones oficiales, podría sostener una meseta productiva de al menos tres décadas. El ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, calificó al proyecto como un hito en la historia hidrocarburífera de Neuquén y del país, al tratarse de la primera iniciativa de este tipo a escala nacional con anclaje territorial concreto en Cutral Co y Plaza Huincul.

El acuerdo se inscribe en un momento de aceleración productiva para Vaca Muerta. La cuenca neuquina consolidó en 2025 su posición como el segundo yacimiento de gas no convencional más grande del mundo, con una producción que superó los 150 millones de metros cúbicos diarios en picos invernales. Sin embargo, esa capacidad productiva choca sistemáticamente con un mercado interno de demanda estacional: la diferencia entre el consumo de invierno y verano ronda el 50%, lo que genera ineficiencias estructurales en la planificación de inversiones, la contratación de equipos de perforación y la gestión de personal. El GNL es, precisamente, la herramienta que permite disociar la producción de la demanda doméstica y orientar excedentes hacia mercados internacionales con precios más estables y previsibles.

El esquema financiero aprobado contempla dos bonos diferenciados. El primero, por 150 millones de dólares, se activa con la obtención de las concesiones de explotación y ya cuenta con una cartera de obras identificada, parte de ellas en etapa de preingeniería. El segundo tramo, por 175 millones de dólares, está condicionado al cumplimiento de hitos administrativos clave: la consolidación del marco regulatorio nacional y la certificación de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Medele estimó que ese segundo desembolso podría ejecutarse hacia fines de 2026 o comienzos de 2027. A nivel de contexto, el RIGI —vigente desde la Ley de Bases de 2024— ofrece estabilidad fiscal por 30 años, libre disponibilidad de divisas y exenciones impositivas para proyectos que superen los 200 millones de dólares, condiciones que el proyecto GNL de Neuquén está diseñado para aprovechar. YPF, por su parte, lleva más de dos años trabajando en la estructuración del proyecto de licuefacción junto a socios internacionales, con la planta prevista en la costa patagónica y los gasoductos de alimentación partiendo desde Vaca Muerta.

El impacto territorial del proyecto excede la dimensión productiva. Cutral Co y Plaza Huincul, ciudades históricamente ligadas a la actividad hidrocarburífera y que atravesaron crisis severas tras la privatización de YPF en los años noventa, concentrarán parte de la inversión en infraestructura. La definición de trazas de gasoductos y el tipo de plantas de compresión y acondicionamiento aún está en etapa de ingeniería, pero el corredor productivo que alimentaría la cadena de GNL involucra bloques activos en las cuencas de Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur, entre otros. Para Neuquén, el GNL también representa una oportunidad de diversificar su base fiscal: las regalías sobre exportaciones de gas licuado se calculan sobre el valor internacional del commodity, no sobre el precio del mercado interno regulado, lo que implica ingresos provinciales potencialmente superiores a los actuales. Estimaciones preliminares del sector privado sugieren que una planta de mediana escala —entre 5 y 10 millones de toneladas anuales— podría generar regalías adicionales por encima de los 500 millones de dólares anuales en régimen de crucero.

Lo que viene exige seguir de cerca al menos tres variables. Primera: la velocidad con que Nación otorgue los beneficios RIGI específicos para este proyecto, proceso que involucra al Ministerio de Economía y a la Secretaría de Energía y que históricamente presenta demoras burocráticas. Segunda: la evolución del precio internacional del GNL, que en los mercados spot de Asia y Europa opera actualmente entre 10 y 13 dólares por millón de BTU, un rango que hace rentable la exportación argentina pero que puede deteriorarse si la oferta global de Qatar, Estados Unidos y Mozambique sigue creciendo. Tercera: la definición del socio estratégico de YPF en la planta de licuefacción. Sin un comprador ancla con contratos de largo plazo —los llamados off-takers—, el financiamiento de la infraestructura costera no puede cerrarse. Medele estimó una fase de expansión de cinco años antes de alcanzar la meseta productiva, lo que sitúa el horizonte de plena operación cerca de 2031-2032.

Puntos clave

• El acuerdo Provincia-YPF moviliza 325 millones de dólares en dos tramos: 150 millones activables con la obtención de concesiones y 175 millones condicionados a la adhesión al RIGI.
• El GNL permite desacoplar la producción de Vaca Muerta de la demanda estacional interna, cuya variación invierno-verano ronda el 50%, habilitando exportaciones con precios internacionales más estables.
• La meseta productiva proyectada podría sostenerse por tres décadas, con un período de expansión previo de cinco años que ubicaría la plena operación hacia 2031-2032.
• Las regalías sobre exportaciones de GNL se calcularían sobre el precio internacional del commodity, lo que puede representar ingresos provinciales significativamente superiores a los del gas destinado al mercado interno regulado.

Preguntas del sector

Es el riesgo más concreto del esquema. La adhesión al RIGI requiere aprobación del Poder Ejecutivo nacional mediante decreto específico y evaluación de la Secretaría de Energía. Si ese proceso se extiende más allá del primer trimestre de 2027, el calendario de ingeniería y licitación de obras asociadas al segundo bono se corre al menos un año, con impacto directo en la cadena de proveedores locales y en los compromisos de inversión de YPF con sus socios internacionales.

El costo de producción del gas en Vaca Muerta en bloques maduros ronda los 2 a 3 dólares por millón de BTU. La licuefacción y el transporte hasta Asia agregan entre 4 y 6 dólares adicionales, lo que sitúa el costo total de entrega en torno a los 7 a 9 dólares por millón de BTU. Con el GNL spot en Asia operando entre 10 y 13 dólares, el margen es positivo pero ajustado. Un precio sostenido por debajo de los 9 dólares comprometería la rentabilidad del proyecto sin subsidios o incentivos adicionales.