La Argentina posee reservas de gas natural para abastecer el mercado interno por 163 años y, de concretarse las iniciativas en marcha, podría exportar fluido por más de seis décadas sin comprometer el abastecimiento local, según una estimación que realizó la Secretaría de Energía de la Nación. Sin embargo, la transición energética aumenta la necesidad de que el país aproveche su ventana de oportunidad para desarrollar Vaca Muerta.
Es ahí donde cobra especial importancia el proyecto “Argentina LNG” que lidera la petrolera de mayoría estatal YPF junto a los principales jugadores de la industria local del shale oil & gas. Este plan tiene como objetivo transformar a Argentina en un actor clave en el mercado internacional de gas natural licuado (GNL).
Para ello, se diseñaron tres fases cruciales que permitirán la exportación de gas sin descuidar el abastecimiento local, aprovechando el potencial de la Cuenca Neuquina, la segunda reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo del mundo.
YPF dio esta semana un paso fundamental al firmar este viernes con Eni, principal energética italiana, acuerdo preliminar (conocido en inglés como head of agreement) que sienta las bases para lo que será la Decisión Final de Inversión, que tendría lugar antes de fin de año.
La iniciativa conjunta abarca la producción de gas natural en Vaca Muerta, el transporte, la licuefacción y la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) por USD 100.000 millones en un plazo de 20 años, según fuentes de la petrolera estatal. La intención en este caso es instalar en Río Negro dos unidades flotantes de gas natural licuado (GNL) de 6 millones de toneladas por año (MTPA) cada una.
La rúbrica estuvo a cargo del presidente de YPF, Horacio Marín, y del CEO de Eni, Claudio Descalzi. Fueron acompañados por el presidente Javier Milei y por la primera ministra de Italia, Giorgia Meloni.
Las tres fases de “Argentina LNG”
El proyecto “Argentina LNG” contempla la instalación de seis barcos de licuefacción offshore en el Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro. Estos buques producirán aproximadamente 28 millones de toneladas por año (MTPA), lo que equivale a unos 141 millones de metros cúbicos diarios (m3/d) de gas natural y cerca del 100% de la producción local del fluido. La cantidad de buques es igual a la de la totalidad de plantas flotantes en operación a nivel global, según un informe de la Unión Internacional del Gas (IGU) de mediados de 2024.
El primer paso hacia la exportación de GNL desde Argentina se concretará en 2027 con el inicio de operaciones de la unidad flotante Hilli Episeyo. Este buque, provisto por la empresa noruega Golar y operado por Southern Energy, marcará el hito inicial del proyecto “Argentina LNG”.
El Gobierno además aprobó el ingreso de la primera fase del proyecto a los beneficios del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con una promesa de inversión de USD 7.000 millones en los próximos 20 años.
El consorcio Southern Energy está integrado por Pan American Energy (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%). La unidad tiene una capacidad de producción de 2,45 MTPA, equivalente a 11,5 millones de m3/d de gas natural, y será el primer barco de licuefacción en operar en el Golfo San Matías. En paralelo a la activación de Southern Energy avanzará con la construcción de su propia unidad flotante "MKII", que complementará el proyecto en la fase inicial.
A partir de 2028, el proyecto dará un salto cualitativo con las fases Argentina LNG 2 y 3, que ampliarán la capacidad de producción a unos 22 MTPA adicionales. En la fase Argentina LNG 2 (2029-2030), YPF trabajará como socio estratégico con Shell y otros tres grandes actores internacionales, cuyas identidades aún no han sido reveladas. Esta fase se espera que implique una inversión de hasta USD 12.000 millones y la construcción de dos buques FLNG propios junto a otro gasoducto exclusivo.
Por otro lado, la fase Argentina LNG 3 se desarrollará entre 2028 y 2029, y añadirá otros 12 MTPA al proyecto. Es la que ahora dará un nuevo paso con la firma del principio de acuerdo con Eni.
La oportunidad Regional
La Argentina también podría exportar gas natural a sus vecinos de la región. Si bien Chile es una posibilidad, el mercado más atractivo es el de Brasil donde algunas empresas comenzaron a realizar pequeños envíos a través de la infraestructura de Bolivia (cuyos gasoductos funcionan a un tercio de su capacidad por el declino de sus cuencas).
En el acuerdo firmado a finales de 2024, Argentina y Brasil establecieron un comité bilateral para evaluar la infraestructura necesaria y acordaron un volumen inicial de 2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural. Esta cantidad podría aumentar a 10 millones de MMm3/d en los próximos tres años y alcanzar los 30 millones de MMm3/d en 2030.
El Gobierno publicará en los próximos días una resolución para modificar el cálculo del precio del gas natural para exportación a partir de 2026. Dejará de estar atado al barril de Brent y quedará en línea con el precio interno, para que el fluido llegue más barato a Brasil y Chile.
El cambio estará vigente hasta 2028, cuando finalicen los contratos del Plan Gas. A partir de 2029, el objetivo es que tanto el mercado local, con el que se abastece el consumo, y el de exportación, sean libres.
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