El cuello de botella
Para alimentar los buques licuefactores en la costa rionegrina, la industria debe incrementar la producción gasífera en un 54%. Este salto implica volcar 77 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) adicionales al sistema.
Actualmente, las cañerías operan al límite físico de su capacidad durante los meses de alta demanda. Evacuar ese volumen extra requiere un nuevo mapa de transporte de hidrocarburos, con la novedad para el mercado argentino de los ductos exclusivos dedicados a la exportación de gas natural licuado.
El proyecto Argentina LNG - por su magnitud- lidera la agenda transformadora de la cuenca. YPF, en sociedad con Eni y XRG, encabeza este plan y demuestra la escala del desafío. Con una solicitud de ingreso al RIGI confirmada, la iniciativa contempla una inyección total de 51.000 millones de dólares. El desarrollo requerirá un gasoducto dedicado desde Neuquen hasta la costa de Río Negro para transportar los 50 MMm³/d de gas.
El proyecto SESA
Mientras la megaobra madura en los despachos, en vistas de firmar el acuerdo final de inversión a finales de año, el consorcio Southern Energy (SESA) ya avanza en el terreno para iniciar la era del GNL el año que viene. La sociedad entre Pan American Energy (PAE), YPF, Pampa Energía, Golar y Harbour pondrá en operaciones el buque Hilli Episeyo. Una segunda embarcación amarrará en 2028.
El proyecto total poseerá una capacidad de producción de casi 6 MTPA, que requerirá de una inyección de 27 MMm3/d de gas, lo que implicará el mayor incremento de la demanda local de gas natural de las últimas décadas.
La unidad FLNG Hilli Episeyo tiene una capacidad nominal de 2,45 millones de toneladas por año.
Se requerirá construir la interconexión a los gasoductos troncales, dos estaciones compresoras, un gasoducto terrestre hasta la costa, dos gasoductos submarinos que se conecten con ambos buques, y los sistemas de amarre.
Inicialmente el proyecto se abastecerá de gas natural utilizando la capacidad existente del sistema de transporte en los meses del año con menor demanda local. El proyecto prevé que las dos terminales flotantes de licuefacción puedan operar todo el año a partir de 2028, lo que supone la construcción de un gasoducto dedicado y una inversión global de 15 mil millones de dólares.
Los gigantes de la oferta
Ambos proyectos de GNL argentino comienzan a ser realidad en un momento en que el mercado global asiste a un cambio de paradigma histórico. El transporte marítimo iguala la relevancia de los gasoductos terrestres. En 2025, el comercio internacional trepó un 6,4% interanual y alcanzó los 1.585 MMm³/d, indica un informe de la consultora Economía & Energía. Esto representa el 50% del comercio mundial del fluido.
Asia-Pacífico acapara la atención global. La región absorbe más del 60% de las importaciones. China encabeza las compras (244 MMm³/d), seguida de cerca por Japón (243 MMm³/d) y Corea del Sur (173 MMm³/d). India (97 MMm³/d) y Taiwán (87 MMm³/d) completan la grilla. Solo China proyecta incorporar 116 MTPA extra de capacidad de regasificación hacia 2030, para sumar a sus 175 MTPA de 2025.
Europa consolida una demanda robusta y capta el 30% del fluido global. Durante 2025 absorbió 477 MMm³/d, un salto del 30,6%. Este movimiento responde al abandono del gas ruso. Las entregas desde Moscú se desplomaron un 78% entre 2021 y 2025 por la guerra con Ucrania.
Estados Unidos y Qatar dominan la oferta global. La capacidad mundial cerró 2025 en 525 MTPA. Los norteamericanos lideran con el 25% del mercado (403 MMm³/d), mientras Qatar retiene el 19% y Australia el 18%. Hacia 2030, la oferta escalará en 822 MMm³/d. Ambos países concentran el 70% de las nuevas obras.
La ventana de oportunidad
Los picos de precios dictan los ritmos de inversión de los grandes capitales del sector energético. La crisis ucraniana de 2022 disparó el marcador europeo TTF a 74,4 dólares el millón de BTU (USD/MMBTU) y el JKM asiático a 41,4 dólares. La crisis de Medio Oriente de 2026 afectó a Qatar y ubicó al JKM en 18,9 dólares. El marcador norteamericano Henry Hub cerró julio de 2026 en 2,9 USD/MMBTU, ajeno a la volatilidad global.
Los contratos futuros exhiben un panorama amable para 2026, con el JKM en 18,6 USD/MMBTU y el TTF en 18. Para 2027, el mercado proyecta un descenso cercano al 10%. Estas cotizaciones configuran una ventana de oportunidad óptima. El buque Hilli Episeyo ingresará en un mercado con márgenes holgados.
Argentina LNG es el gran proyecto para monetizar los recursos de Vaca Muerta. REUTERS/Issei Kato
El desafío del Breakeven
El escenario muta drásticamente para la década de 2030. Wood Mackenzie advierte que la sobreoferta de Norteamérica y Medio Oriente derribará los precios a la mitad. El TTF europeo se estabilizará en la franja de los 8 USD/MMBTU entre 2030 y 2035.
Aquí surge la verdadera prueba ácida para Vaca Muerta. El costo final del fluido argentino incluye los gastos en boca de pozo, el transporte, la licuefacción y el flete marítimo. Para lograr rentabilidad ante un precio final de 8 dólares, el producto patagónico requiere un costo de equilibrio inferior a los 7 USD/MMBTU.
Las economías de escala dictan sentencia. Lograr la meta de 18 MTPA permite licuar los gigantescos costos fijos de la infraestructura costera. A su vez, los incentivos impositivos y cambiarios del RIGI reducen el costo de financiamiento y alivian la amortización del capital.
Las proyecciones indican que el mediano plazo (hasta 2030), el mercado global de GNL experimentará una etapa de equilibrio y mayor liquidez. Se proyecta que el crecimiento de la demanda de entre 1.000 y 1.200 MMm³/d, que será cubierto holgadamente por la entrada masiva de nueva capacidad de licuefacción. Con más de 200 MTPA adicionales provenientes de proyectos en construcción, la capacidad mundial trepará a 709 MTPA hacia 2030 (+36%). Esta inyección de oferta aliviará la rigidez del mercado y favorecerá una moderación gradual de los precios internacionales.
Por el contrario, para el largo plazo (2030-2050), el mercado se encamina hacia una severa brecha estructural entre la oferta y la demanda. Mientras el consumo continuará en franco ascenso —con la demanda asiática duplicando sus volúmenes respecto a 2025—, la capacidad de los proyectos de licuefacción actuales alcanzará su pico a mediados de la década de 2030 y comenzará a declinar. Para evitar un déficit de suministro, el mundo requerirá indefectiblemente el desarrollo de una segunda ola de proyectos de licuefacción a partir de 2035.
El Golfo San Matías como un nuevo activo geopolítico
La distancia es una de las cuestiones que define gran parte del éxito comercial, factor que, además hoy más que nunca cobra relevancia por las tensiones políticas internacionales. Estados Unidos ostenta la mayor ventaja hacia Europa por su cercanía. De hecho, inyectó el 59% del GNL importado por el continente europeo en 2025, posición que solventó tras las sanciones al gas ruso por la guerra con Ucrania. Qatar sufre restricciones logísticas severas hacia Occidente al depender del convulsivo Estrecho de Ormuz y del Canal de Suez.
Para el mercado asiático, los buques de Estados Unidos enfrentan los embotellamientos constantes del Canal de Panamá o asumen trayectos prolongados por África.
El Golfo San Matías emerge entonces como un activo estratégico invaluable. La ruta hacia el Atlántico Norte ofrece aguas profundas y abiertas. Los navíos sortearán conflictos bélicos, bloqueos y canales tarifados. Hacia Asia, los metaneros argentinos navegarán por el Cabo de Hornos o el Cabo de Buena Esperanza. Las instalaciones de Río Negro configuran un puerto neutral. Los compradores globales valoran esta cualidad para diversificar el riesgo de sus carteras energéticas.
