Cómo avanza Argentina LNG: de la cuenca neuquina a los mercados globales
Argentina avanza en un plan de desarrollo del GNL que podría convertir a Vaca Muerta en un actor clave del mercado global, entre inversiones millonarias, buques flotantes y desafíos logísticos.
El país se prepara para un salto histórico en su perfil energético con el proyecto Argentina LNG, liderado por YPF, que busca transformar los recursos de Vaca Muerta en exportaciones competitivas de gas natural licuado (GNL).
La iniciativa, proyectada para alcanzar hasta 30 millones de toneladas anuales hacia 2030, combina inversiones, tecnología de punta en unidades flotantes de licuefacción (FLNG) y planificación logística pensada para superar la distancia con los principales mercados internacionales, como Asia y Europa.
De Vaca Muerta al mundo: el proyecto que transforma el GNL
El proyecto abarca toda la cadena de valor: desde la producción de gas en Vaca Muerta, su transporte mediante gasoductos de 580 kilómetros hasta la costa atlántica, hasta la licuefacción en una terminal en Sierra Grande, Río Negro, y su posterior comercialización mundial.
Está dividido en tres planes diferenciados, conocidos como Argentina LNG 1, 2 y 3. El primero está a cargo del consorcio Southern Energy (SESA), integrado por Pan American Energy (PAE), YPF, Golar, Pampa y Harbour Energy. Los siguientes, Argentina LNG 2 y 3, incorporan a Shell y ENI como socios estratégicos, e incluyen la construcción de nuevos módulos y buques flotantes.
Bajo la modalidad de tolling, la primera fase contempla dos FLNG: el buque Hilli Episeyo, que comenzará a operar en 2027 con 2,45 millones de toneladas anuales, y MK II, proyectado para 2028 con 3,5 millones de toneladas anuales. Juntos sumarán 6 millones de toneladas de GNL al año, equivalentes a 27 millones de metros cúbicos de gas natural por día.
Para operarlos, se construirá un gasoducto que conectará Tratayén, en Neuquén, con San Antonio, en Río Negro. La participación de los socios en SESA es PAE 30%, YPF 25%, Pampa 20%, Harbour 15% y Golar 10%, mientras que la inversión total de estas fases asciende a 15.000 millones de dólares.
En abril, la Secretaría de Energía otorgó la primera autorización para la exportación libre de GNL a partir de julio de 2027 y la segunda desde septiembre de 2028, condicionadas a la construcción y operación de la infraestructura dedicada. La cantidad máxima anual autorizada para la primera fase es de 191.241.750 MMBTU, con un máximo diario de 548.900 MMBTU, garantizando la continuidad de las exportaciones solo si las obras de las tuberías proyectadas están operativas.
Retos financieros y logísticos
“El desafío es financiero, hacer toda la estructura y también la construcción del gasoducto dedicado que hay que realizar para que llegue hasta los barcos desde la cuenca neuquina”, explica Daniel Dreizzen, ingeniero especializado en energía y director de Aleph Energy, en diálogo con +e.
Según el especialista, la experiencia con el petróleo fue más sencilla, al mencionar el financiamiento del VMOS y al destacar que el transporte de crudo es más directo. “Necesitás infraestructura, coordinación de empresas y confianza. Tenés un precio internacional volátil y un precio local, hay que negociar sobre cuánto se vende y la construcción del caño. La buena noticia es que ya hay una decisión de inversión”, agregó.
En este marco, Dreizzen destacó la adhesión del proyecto al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), oficializado por la Resolución 559/2025 del Ministerio de Economía. Sin embargo, advirtió que los riesgos son múltiples: “Uno es el de la competitividad, que sea rentable. Que puedas producir gas, transportarlo, licuarlo y llegar a un valor internacional que lo haga viable. Después está el hecho de que es en Argentina: existen riesgos propios de la incertidumbre económica actual, con costos en alza y volatilidad política”.
Argentina LNG 2 y 3: nuevos proyectos, nuevos desafíos
El segundo proyecto, Argentina LNG 2, incorporó a Shell como socio estratégico tras la salida de Petronas a fines del año pasado. Programada para 2029-2030, esta fase incluye el primer módulo con instalaciones propias y dos FLNG a medida, junto con un gasoducto exclusivo de aproximadamente 580 kilómetros, con el que se proyecta alcanzar una capacidad combinada cercana a 10 millones de toneladas por año y una inversión estimada entre 10.000 y 12.000 millones de dólares.
Por su parte, la tercera fase, Argentina LNG 3, avanza con ENI como socio mediante un acuerdo firmado en Roma entre Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, y Claudio Descalzi, director ejecutivo de la firma italiana. Esta fase también contempla la construcción de un par de buques y un caño dedicado, con capacidad proyectada de 12 millones de toneladas anuales. Según información de la empresa, YPF tendrá una participación aproximada del 25%. El trato alcanzado en Italia establece los pasos necesarios para alcanzar la decisión final de inversión de esta etapa.
“Es un proyecto complejo por su naturaleza, además de que los barcos para Argentina LNG 2 y 3 hay que construirlos”, explicó Dreizzen. Asimismo, señaló que la licuefacción de gas requiere tecnología moderna, y que implica su enfriamiento a temperaturas extremadamente bajas, por debajo de -162ºC. “Todo esto requiere un trabajo de mucha coordinación. A su vez, está el tema de todos los pozos que hay que hacer”, añadió.
Según pudo saber +e, por ahora el proyecto contará con cinco buques: dos de Southern Energy y tres asociados a Shell y ENI, y se evalúa la posible incorporación de un mega buque. Los dos barcos de SESA ya cuentan con decisión final de inversión y comenzarán a exportar a partir de 2027. Además, se estima que la construcción del gasoducto comenzará el próximo año.
El desafío de llegar a mercados internacionales
Argentina enfrenta un reto estratégico: la distancia con los principales mercados de consumo. Desde Río Negro hasta China (terminal de Rudong) se recorren 9.500 millas náuticas, hacia India (puerto de Dahej) unas 8.000 millas y hasta Alemania (base naval Wilhelmshaven) aproximadamente 6.500 millas, distancias mayores que las de competidores como Qatar, Australia o Estados Unidos.
El Golfo San Matías, elegido para instalar los buques, ofrece profundidad de fondeo de 35 metros, condiciones oceánicas seguras y facilidad logística. De acuerdo a información de SESA, estudios de batimetría y oleaje indican que los barcos pueden operar de manera eficiente el 99% del tiempo, con olas que no superan los 2,5 metros, replicando la experiencia de operación previa del Hilli Episeyo en Kribi, Camerún.
Proyección internacional
El crecimiento de la demanda global de GNL abre una ventana de oportunidad para el país. Según la consultora Rystad Energy, la capacidad mundial de FLNG se triplicará para 2030, alcanzando 42 millones de toneladas anuales, y llegará a 55 millones de toneladas por año en 2035, casi cuatro veces las 14,1 millones de toneladas registradas en 2024.
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