Del subsuelo al océano: cómo avanzan los proyectos de GNL

El Golfo de San Matías se prepara para recibir a los primeros buques de licuefacción flotante (FLNG) que harán realidad un viejo sueño argentino: exportar gas natural licuado desde el corazón de Vaca Muerta hacia el mundo.

Detrás de ese movimiento, que se siente en los despachos de Buenos Aires y en las mesas de decisión de las principales petroleras, hay varios protagonistas, entre ellos Southern Energy S.A. (SESA), el consorcio que impulsa el primer polo de producción de GNL desde Río Negro junto con los buques de Golar LNG, la compañía noruega que consolidada en el negocio de las plantas flotantes de licuefacción.

El proyecto de SESA ya tiene cronograma, cifras y un destino preciso. El veterano FLNG Hilli Episeyo, que hasta ahora operaba frente a las costas de Camerún, comenzará su nueva vida en Argentina en 2027. Según el último balance trimestral de Golar, el buque dejará África en 2026 para someterse a una extensa renovación y trabajos de extensión de vida útil en el astillero Seatrium, en Singapur. Tras esas mejoras, iniciará un contrato de 20 años en la costa atlántica rionegrina, y aportará un EBITDA anual base de 285 millones de dólares a la compañía noruega.

El segundo buque de GNL

El Hilli no estará solo. En el mismo Golfo de San Matías operará el MKII FLNG, una plataforma aún más moderna con una capacidad de licuefacción de 3,5 millones de toneladas por año (MTPA). SESA confirmó la Decisión Final de Inversión (FID) durante el tercer trimestre de 2025, y todos los permisos regulatorios argentinos ya están aprobados, incluyendo una licencia de exportación de GNL por 30 años y la calificación como Inversión Estratégica bajo el RIGI, el Régimen de Con un presupuesto total de 2.200 millones de dólares, el MKII está siendo convertido en China, en el astillero de CIMC Raffles, y se espera que entre en servicio en 2028.

El contrato a 20 años firmado con SESA le garantiza a Golar un EBITDA anual de 400 millones de dólares, más un atractivo componente de ingresos variables: por cada dólar que el precio FOB del GNL supere los 8 dólares por millón de BTU, la empresa sumará 40 millones adicionales por año.

MKII Buque FLGN GLN Río Negro Golar Southern Energy (2)

El modelo de negocios que Golar logró en Argentina es inédito en la región. La compañía no solo aporta la tecnología y la flota, sino que además posee un 10% de participación en SESA, lo que le otorga exposición directa a los precios internacionales del GNL. En total, entre los contratos de los buques Hilli y MKII, y su participación accionaria, Golar podría generar hasta 100 millones de dólares adicionales por cada dólar de incremento sobre el precio base del GNL.

La combinación del Hilli y el MKII consolida una cartera de ingresos por 685 millones de dólares anuales para la compañía, antes de ajustes por inflación y commodities. En conjunto, ambos buques representan el eje de un polo exportador que convertirá al Golfo de San Matías en el punto de salida del gas neuquino hacia los mercados globales.

Detrás de la sigla SESA se encuentra un consorcio de productores argentinos que busca posicionar al país entre los grandes exportadores de gas natural licuado: PAE, YPF, Pampa y Harbour Energy. Para el país, este modelo ofrece una ventaja estratégica: permite iniciar exportaciones antes de 2028, adelantándose al cronograma del proyecto Argentina LNG que encabeza YPF.

Los proyectos de YPF

Mientras tanto, la compañía conducida por Horacio Marín avanza en su propio megaproyecto para convertir a la Argentina en un jugador estructural del mercado global del GNL. Tras la salida de Petronas del acuerdo inicial, la petrolera nacional sumó a la italiana ENI y al brazo internacional de ADNOC (XRG) como socios estratégicos. Las tres compañías firmaron un Framework Agreement que sienta las bases para el desarrollo del proyecto Argentina LNG, una inversión que podría alcanzar los 30.000 millones de dólares entre todas sus etapas.

El acuerdo preliminar representa apenas el inicio de un complejo proceso regulatorio. Para alcanzar el FID —la decisión final de inversión, prevista para el primer semestre de 2026— deberán resolverse tres cuestiones clave: la reglamentación definitiva del RIGI con una aplicación específica para proyectos de exportación de yacimientos de la zona gas húmedo de Vaca Muerta; la sanción de una ley provincial en Río Negro que habilite la terminal costera de licuefacción y exportación; y la firma final de tres concesiones no convencionales (CENCH) en Neuquén, que definirán la participación de los socios en los campos que alimentarán la planta.

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Con esos pasos resueltos, el objetivo de YPF es activar el financiamiento internacional en 2026. Se prevé un project finance de 17.500 millones de dólares, que cubrirá gasoductos, oleoductos, terminal offshore, unidades FLNG y plantas de separación. El esquema prevé que hasta el 70% de la inversión se financie con deuda, y el resto con aportes de capital en partes iguales por los tres socios.

La primera etapa del plan contempla dos buques FLNG de 6 MTPA cada uno, con una capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales de GNL y la posibilidad de expansión a 18 MTPA hacia 2030, si se confirma el desembarco de Shell. Cuando esté operativo, el complejo procesará 50 millones de metros cúbicos de gas por día, y generará por unos 10.000 millones de dólares anuales durante dos décadas.

Ninguno de estos proyectos tendría sentido sin el flujo estable y competitivo de gas que ofrece Vaca Muerta. En Neuquén, YPF ya trabaja para consolidar la base productiva que alimentará tanto a los buques de Golar como a las futuras terminales propias. Para eso, la compañía busca aprobar las CENCHs de Aguada Villanueva, Las Tacanas y Meseta Buena Esperanza, tres áreas que comparte con Pluspetrol y que podrían pasar parcialmente a manos de sus socios ENI y XRG.

Estas áreas, ubicadas en la ventana de gas húmedo de la cuenca neuquina, permitirán sumar producción de metano junto con líquidos asociados como etano, propano y butano, todos esenciales para la cadena de valor del GNL. El gobierno provincial podría exigir, para participar de la renta, el ingreso de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) como socio minoritario bajo la modalidad “carry”, sin comprometer inversiones directas, y un esquema de regalías del 18%, con un adelanto del 3% destinado a obras viales.