Por qué Argentina entró en 2025 en el radar mundial del GNL
El último informe Gas in Transition publicado por la International Gas Union (IGU), que reserva un apartado especial, el “Argentina Spotlight”.
En un contexto de realismo energético que prioriza la seguridad y la sostenibilidad, Argentina emerge como un protagonista ineludible en el mapa mundial del gas natural licuado (GNL). Así lo destaca el último informe Gas in Transition, de diciembre de 2025, publicado por la International Gas Union (IGU), que reserva un apartado especial —el “Argentina Spotlight”— para resaltar el potencial del país en un mercado que demandará hasta 200 millones de toneladas anuales (MTPA) adicionales de capacidad de licuefacción hacia 2050, según proyecciones de la IGU y de la Agencia Internacional de Energía (AIE).
Con Vaca Muerta como motor, el país no solo revierte décadas de dependencia importadora, sino que se proyecta como proveedor estratégico para Asia y Europa.
El análisis de la IGU parte de la calidad geológica de Vaca Muerta, que alberga la segunda reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo. En 2024, la producción de gas escaló a 139,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), el pico de las últimas dos décadas, impulsado en más de la mitad por el shale gas.
Durante octubre de 2025 el volumen alcanzó los 123,97 MMm³/d, con un 62% proveniente de fuentes no convencionales y la cuenca Neuquina aportando el 70% del total nacional (86.826 MMm³/d), allanando el camino para exportaciones netas que permiten romper una dinámica de escasez crónica.
Las proyecciones de la IGU, en su World LNG Outlook 2025, anticipan un salto del 60% en la producción hacia 2035, impulsado por optimizaciones operativas y costos ultracompetitivos. Datos del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG) confirman reservas probadas de gas natural por 546.265 mil millones de m³ (546 BCM) al cierre de 2024, con un crecimiento sostenido en la cuenca Neuquina, donde Vaca Muerta concentra el 85% de la extracción no convencional. En la matriz energética primaria, el gas ya representa el 55% del consumo, consolidando a Argentina como una potencia regional con una trayectoria ascendente durante la próxima década y media.
El break-even como factor clave
El informe pone énfasis en un indicador central: el punto de equilibrio (break-even) del gas no convencional argentino ronda los US$1,60 por millón de BTU, un nivel comparable al de los yacimientos estrella de Estados Unidos e inferior al promedio internacional. Esta condición se erige como una ventaja estructural en el escenario global.
Asia, motor de la demanda con un crecimiento del 5% al 7% anual —impulsado por la urbanización en China, India y el Sudeste Asiático— emerge como destino prioritario para suministros flexibles y económicos. Europa, reconfigurada tras la invasión rusa a Ucrania, acelera la eliminación de importaciones de GNL desde Moscú para 2027, abriendo oportunidades para aliados como Argentina, cuya estacionalidad inversa —con excedentes en el verano austral que cubren picos invernales del hemisferio norte— ofrece un timing logístico altamente competitivo.
Con el GNL de Estados Unidos dominando el 20% del comercio mundial, la brecha entre capacidad de regasificación —que supera en 300 MTPA a la de licuefacción— genera oportunidades para nuevos oferentes. En ese contexto, Argentina, con potencial para inyectar entre 20 y 25 MTPA estables y a bajo costo, se posiciona para reforzar la estabilidad global, incluso sorteando cuellos de botella logísticos como el Canal de Panamá.
Proyectos del Argentina LNG
En este escenario, la IGU consagra a Argentina LNG como el proyecto emblema del sector. La iniciativa busca vincular Vaca Muerta con los principales mercados globales mediante una capacidad de licuefacción que alcanzaría las 25 MTPA hacia 2030, capturando cerca del 4% del comercio proyectado.
“Vaca Muerta ya es una realidad interconectada con el mundo: con la segunda reserva de gas shale y la cuarta de petróleo a nivel global, su competitividad nos posicionó como un jugador clave. Argentina LNG transformó esa oportunidad en exportaciones estructurales”, explicó Horacio Marín, CEO de YPF.
La fase inicial, liderada por el consorcio Southern Energy —integrado por Pan American Energy (30%), Golar LNG (10%), YPF (25%), Pampa Energía (20%) y Harbour Energy (15%)— contempla la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) entre 2027 y 2028, con una capacidad inicial de 6 MTPA (Hilli Episeyo: 2,45 MTPA; MK II: 3,5 MTPA), expandible hasta 22 MTPA. Las decisiones finales de inversión (FID) se concretaron en mayo y agosto de 2025, con inicio operativo previsto para julio de 2027 en el Golfo de San Matías (Río Negro). El proyecto se apoya en un gasoducto de 500 kilómetros desde Vaca Muerta y podría generar ingresos netos por US$8.000 millones para Golar en un plazo de dos décadas.
La segunda etapa, encabezada por YPF junto a Eni y XRG —brazo energético de ADNOC—, prevé elevar la capacidad a 12 MTPA y luego a 18 MTPA, combinando módulos terrestres y FLNG para acelerar el despliegue. Un acuerdo marco no vinculante, firmado el 4 de noviembre de 2025 durante ADIPEC, marcó un nuevo avance, con FID previsto para mediados de 2026 y primeras ventas estimadas entre 2030 y 2031. “El mercado asiático ofrece ventajas estratégicas a Argentina LNG: rutas más cortas, flexibilidad en las entregas y precios transparentes alineados con el Henry Hub”, detalla el informe de la IGU, citando estudios de YPF que destacan la importancia de contratos plurianuales para amortiguar episodios de volatilidad, como la reciente salida de Shell.
El retorno económico proyectado es significativo: US$35.000 millones en inversiones en cuatro años —de los cuales US$2.900 millones corresponden a la fase Southern Energy— y exportaciones por US$200.000 millones en 20 años, según estimaciones actualizadas del IAPG. “El GNL fue la vía para consolidar a Argentina como exportador estructural: con abundancia de gas y costos bajos, fue posible sumar volúmenes estables en un mundo que avanza hacia la descarbonización, en un contexto de expansión global y ajustes comerciales”, sostuvo Rodolfo Freyre, presidente de Southern Energy.
Infraestructura: el andamiaje para el despegue
La IGU subraya que el éxito del desarrollo depende del fortalecimiento de la infraestructura. La ampliación del sistema de transporte incluye obras clave, como el gasoducto Perito Moreno, que permite elevar la evacuación de Vaca Muerta hasta 100 MMm³/d. Transportadora de Gas del Sur (TGS) se consolida como actor central del midstream, con más de US$700 millones invertidos en redes y en una planta en Tratayén, además de un plan de líquidos por US$3.000 millones con destino a Bahía Blanca.
En el upstream, Tecpetrol se destaca con Fortín de Piedra, el yacimiento gasífero más productivo del país, con 29 MMm³/d en 2024, mientras YPF lidera la estrategia de GNL, avanzando en etapas pre-FID y en esquemas de financiamiento, con participación de entidades como JP Morgan.
Las nuevas leyes
Más allá de los aspectos técnicos, la IGU resalta el cambio regulatorio impulsado por el gobierno del presidente Javier Milei: una transición desde un esquema de intervención de emergencia hacia un marco de normalización que alinea tarifas con costos y ofrece previsibilidad de largo plazo.
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y la Ley Bases garantizan estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria por hasta 30 años, condición clave para atraer megainversiones. A este entramado se suma el RIGI para upstream, recientemente anunciado por el secretario de Energía, Daniel González, durante el Día Nacional del Petróleo.
“La determinación política para sostener el rumbo fue clave”, señaló María Tettamanti, secretaria de Energía, en diálogo con Gas in Transition, al enfatizar la articulación público-privada como factor decisivo para superar desafíos como la integración regional con Brasil y Chile y asegurar que “el gas natural —recurso esencial para la competitividad económica y la calidad de vida— alcance su pleno potencial”.
El informe de la IGU concluye que Argentina cuenta con recursos de clase mundial y avanza, aunque de manera gradual, en la construcción del andamiaje normativo necesario para transformarlos en desarrollo y seguridad energética global. El desafío reside en sostener la certidumbre y cumplir los plazos —con FID en marcha y los primeros envíos previstos para 2027—. De ello dependerá que el país consolide, de una vez por todas, su lugar en el tablero energético global: no solo como proveedor regional, sino como pilar de un sistema que demanda agilidad, transición, estabilidad contractual y fuentes confiables de energía.
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