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Argentina LNG: el camino para convertir a Vaca Muerta en un hub exportador de gas

La industria sigue avanzando para aprovechar los recursos de Vaca Muerta. Las operadoras quieren convertir a la Cuenca Neuquina en un verdadero hub exportador y generar nuevas divisas para aliviar las cuentas del Banco Central de la República Argentina (BCRA). El Argentina LNG es la llave para monetizar las grandes reservas de gas con los que cuenta el país.

El proyecto liderado por YPF y que impulsan los actores de la industria se divide en tres etapas: La primera constó en la conformación de Southern Energy (SESA), la segunda tiene que ver con la incorporación de Shell y la tercera es la firma con ENI.

La primera etapa de Argentina LNG

El trabajo que impulsa SESA va sobre rieles. La compañía recibió la aprobación del acuerdo por 20 años para el proyecto flotante de GNL Hilli de 2,45 MTPA, cuya operación se prevé para 2027.

Con respecto a Hilli, la SPV obtuvo un permiso de exportación de tres años de la Secretaría de Energía de la Nación, para un volumen diario máximo de 10,4 millones de metros cúbicos por día a partir del 1 de julio de 2027.

Además, la provincia de Río Negro aprobó la evaluación de impacto ambiental (EIA) y la Secretaría de Energía aprobó la RIH para una capacidad total de entre 1,5 y 2,2 millones de toneladas anuales de GNL, dependiendo de la capacidad del gas.

En este sentido, SESA firmó un contrato de fletamento a casco desnudo por 20 años para un buque GNL MKII flotante de 3,5 millones de toneladas por año, sujeto a la aprobación de la FID, que se estima que será a más tardar el 31 de julio. De ser aprobado, se espera que esté operativo en 2028.

Este segundo buque permite la contracción de un gasoducto 100% dedicado en la provincia de Río Negro, disponible durante todo el año, en lugar de utilizar la capacidad ociosa del gasoducto existente durante la temporada baja.

Para suministrar gas natural a las plantas de GNL flotantes Hilli y MKII, SESA firmó un acuerdo de suministro de gas a 20 años para seguir siendo productor de gas en Argentina.

Dos etapas a punto de firmar

En conversación con los inversores, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, explicó que el Acuerdo de Inversión Preliminar (FID) para el primer buque se firmó el 4 de mayo y, para el segundo buque, el FID se firmaría a finales de julio.

En tanto, el ejecutivo destacó que el Argentina LNG 2, que constará con Shell, se encuentra en proceso de licitación para el FID y para el Argentina LNG 3, que es con ENI, se sigue trabajando fuertemente.

“El objetivo es que ambas compañías firmen el FID para finales de año. Ese es nuestro objetivo, pero las cosas pueden cambiar mientras trabajamos y observamos lo que sucede a nivel mundial”, afirmó Marín.

Asimismo, el pope de la compañía consideró que, a mediados de abril, se firmó un Memorándum de Entendimiento (MOU) con ENI, para analizar el desarrollo de instalaciones de transporte upstream y licuefacción de gas mediante dos plantas de GNL flotantes de 6 MTPA cada una, con un total de 12 millones de toneladas anuales.

“Considerando todo lo avanzado y el acuerdo de desarrollo del proyecto firmado en diciembre pasado, mostramos nuestra planificación estratégica para el Argentina LNG 2 con una capacidad de 10 millones de toneladas por año, que nos permitirá alcanzar los casi 30 millones de toneladas por año del proyecto Argentina LNG, que fue definido cuando YPF lanzó su plan 4 a 5 en marzo del año pasado”, aseveró.

El mundo necesita GNL

Marín ponderó que los actores de la industria están orgullosos del avance de los proyectos de GNL. “El mundo necesita GNL, y necesita mucho, y es imposible que el mundo pueda suministrar gas sin Estados Unidos. Y estamos en mejor situación que Estados Unidos. Por lo tanto, estoy muy tranquilo, y sé que podemos suministrar GNL en Argentina y que podemos ser muy rentables”.

“La calidad de la empresa que tenemos va por buen camino. No se ve una empresa descontrolada que siga adelante. En todos los proyectos, representamos alrededor del 25%. Hay un 75% de buenos socios que consideran un muy buen negocio. Vaca Muerta tiene una gran cantidad de reservas. Y, como CEO y presidente de YPF, creo que debo desarrollar el GNL para todos los accionistas, porque si no, no estoy haciendo un buen trabajo”, aseguró el ejecutivo.

YPF impulsa el shale y refuerza inversiones en GNL y oleoductos

En el primer trimestre de 2025, YPF alcanzó una producción promedio de 147 mil barriles diarios de petróleo shale. Esto representa un crecimiento del 31% interanual y del 7% respecto al cuarto trimestre de 2024. Actualmente, el petróleo shale representa el 55% de la producción total de la compañía.

Las exportaciones de petróleo también mostraron un fuerte desempeño. En el trimestre, aumentaron un 34% frente al mismo período del año anterior. El principal impulsor fue el incremento en la producción de shale. En promedio, se exportaron 36 mil barriles diarios.

YPF y su estructura sólida

La empresa de mayoría estatal invirtió 1.214 millones de dólares durante el trimestre. El 75% se destinó al desarrollo de producción no convencional, principalmente shale. Este porcentaje subió desde el 65% del trimestre anterior. También avanzaron las obras de modernización en las refinerías de La Plata y Luján de Cuyo.

El EBITDA Ajustado alcanzó los 1.245 millones de dólares, un 48% más que el trimestre anterior. Se mantuvo en línea con el mismo período de 2024. Sin los campos maduros, el EBITDA habría sido de 1.351 millones de dólares.

Proyectos estratégicos

En el Proyecto Andes, de los 50 bloques previstos, 11 ya fueron transferidos, 23 están en etapa final y 16 en progreso. En abril, YPF firmó un acuerdo con la provincia de Santa Cruz para transferir 10 bloques que aún operaba allí.

El oleoducto de exportación VMOS tendrá una capacidad de ~550 mil barriles por día hacia el segundo semestre de 2027. Requiere unos 3 mil millones de dólares de inversión. YPF lidera el grupo de cargadores iniciales con el 27% y espera financiarlo vía Project Finance. Las obras comenzaron en enero de 2025 y avanzan según lo previsto.

GNL: crecimiento a largo plazo

En mayo, Southern Energy —SPV de Argentina GNL 1— obtuvo la aprobación de la inversión para alquilar el buque FLNG Hilli Episeyo por 20 años. Entraría en operación en 2027. Además, se firmó un acuerdo para incorporar un segundo buque FLNG MKII con capacidad de 3,5 MTPA, sujeto a aprobación en el segundo semestre de 2025.

YPF posee el 25% de participación en Southern Energy. También firmó un memorando de entendimiento con Eni para desarrollar Argentina GNL 3, un proyecto a gran escala con una capacidad estimada de 12 MTPA.

Southern Energy suma un segundo barco de licuefacción al proyecto de exportación de GNL

La industria celebra la llegada del segundo buque de licuefacción de GNL al Golfo San Matías, en el marco del proyecto de inversión impulsado por el consorcio Southern Energy, que integran Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.

“Hoy es un día histórico. Se confirmaron dos buques de licuefacción GNL en nuestras costas. “Río Negro se convierte en la base desde donde el gas argentino que se produce en Vaca Muerta llegará al mundo”, sostuvo el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck.

Con los dos buques, el proyecto podrá producir seis millones de toneladas anuales de GNL, con una inversión total prevista de 13.700 millones de dólares, generando nuevas oportunidades de empleo, desarrollo de proveedores locales y crecimiento económico en toda la provincia.

El proyecto ya cuenta con autorización de la Secretaría de Energía de la Nación para exportar desde las costas rionegrinas, con una vigencia de 30 años.

Los anuncios de Southern Energy

El segundo barco confirmado este viernes, denominado “FLNG MKII”, comenzará a operar en 2028, duplicando la capacidad instalada en la provincia y potenciando un polo de producción de GNL estratégico en la región.

Además, el anuncio confirma que Southern Energy y Golar LNG firmaron la decisión final de inversión (FID) y un contrato por 20 años para operar en el Golfo San Matías con el buque “Hilli Episeyo”, que comenzará a producir y exportar gas licuado desde Río Negro en 2027.

Para que el gas pueda llegar a los buques, el anuncio también indicó que se prevé la construcción de un gasoducto dedicado desde Vaca Muerta hasta el Golfo San Matías para abastecer ambas unidades flotantes.

 

 

“Hemos acompañado cada paso de la iniciativa”

“Desde el Gobierno provincial trabajamos activamente para que estos proyectos no sean solo grandes cifras sobre el papel, sino realidades concretas que impacten en el trabajo local, en las pymes, en los servicios y en la capacitación de nuestra gente”, remarcó Weretilneck.

“Hemos acompañado cada paso de esta iniciativa, desde las autorizaciones ambientales hasta la articulación con los actores privados, porque queremos garantizar que los beneficios queden aquí, en Río Negro, y no solo pasen de largo”, subrayó.

El mandatario subrayó que “Río Negro ha demostrado que se puede generar trabajo y desarrollo a partir de los recursos naturales, con reglas claras, licencia social y cuidando el medioambiente. Este es el modelo de desarrollo que defendemos: uno que cuida nuestras riquezas y que genera oportunidades reales para los rionegrinos y las rionegrinas”.

Estos logros reflejan una estrategia de crecimiento que proyecta a Río Negro como una provincia confiable, estable y comprometida con un desarrollo productivo sostenible. La adhesión de manera temprana al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) resultó fundamental para ofrecer certezas legales y crear un entorno favorable para los principales referentes del sector energético.

“En un contexto nacional lleno de incertidumbre, Río Negro elige el camino de la previsibilidad, del diálogo, del trabajo conjunto y de las inversiones responsables, que dejen empleo para los rionegrinos, más desarrollo y más infraestructura”, consideró Weretilneck.

Nación autorizó por primera vez la libre exportación de GNL por 30 años

La Secretaría de Energía autorizó formalmente la primera libre exportación de Gas Natural Licuado (GNL) del país al consorcio Southern Energy, con un plazo de 30 años a partir de mediados de 2027.

La habilitación concedida al proyecto del consorcio que integran Pan American Energy, Golar, YPF, Pampa Energía y Harbour Energy, contempla la instalación del buque flotante de licuefacción Hilli Episeyo frente a la costa de la provincia de Río Negro, en el Golfo San Matías.

La capacidad proyectada alcanza los 6 millones de toneladas anuales y se estima que la planta estará operativa en 2 años, por lo que se fijó la aprobación del proyecto en el período que se extiende desde el 1º de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.

El proyecto se enmarca en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), la herramienta impulsada por la administración de Javier Milei en la Ley Bases para buscar ofrecer mayor seguridad jurídica y previsibilidad a las inversiones de gran escala, especialmente en sectores estratégicos como el energético.

El proyecto de GNL

La habilitación de una iniciativa de estas características que permite la libre exportación de GNL es la primera en la historia argentina. Al respecto, el Gobierno nacional destacó el aval como un “paso clave” remarcando que “seguimos reforzando el perfil exportador de nuestro país”.

Asimismo, también se expresó favorablemente el Ejecutivo rionegrino indicando que con la concreción del proyecto exportador se consolida a la provincia “como un actor estratégico en el mapa energético nacional e internacional”.

Además, resaltaron que “la habilitación para exportar GNL es fruto de una visión de desarrollo que posiciona a Río Negro como una provincia seria, previsible y comprometida con la producción responsable”.

En este marco, consideraron que “la adhesión temprana al RIGI fue clave para brindar seguridad jurídica y un marco amigable para las inversiones, generando confianza entre los principales actores del sector energético”.

En el mismo sentido, el gobernador, Alberto Weretilneck, sostuvo que “esta autorización representa un paso fundamental para que Río Negro consolide su perfil productivo de largo plazo, generando empleo, infraestructura y más desarrollo para toda la región”.

A su vez, insistió que “con esta decisión, se abren oportunidades como nunca antes: empleo genuino, más infraestructura, nuevos proyectos y un crecimiento que alcanza a toda la provincia”, agregando que “todo ello, como siempre, con el cuidado del medio ambiente como una premisa fundamental”.

YPF descarta construir una planta de GNL en Río Negro

YPF redefinió su estrategia para exportar gas natural licuado desde Vaca Muerta. En lugar de construir una planta terrestre en Sierra Grande, avanzará con la instalación de buques licuefactores frente a la costa rionegrina.

Esta nueva modalidad busca agilizar los plazos del proyecto “Argentina LNG” y facilitar el financiamiento. La iniciativa se mantiene firme, con un objetivo exportador de USD 15.000 millones anuales dentro de cinco años.

La decisión de YPF

El presidente de YPF, Horacio Marín, explicó que no se logró concretar una sociedad para desarrollar la planta onshore. Por ello, se apostará al uso de barcos como vía inicial para licuar el gas y enviarlo al exterior.

Desde el Gobierno de Río Negro se confirmó que este giro no modifica ni las inversiones comprometidas ni los acuerdos existentes con las partes involucradas. De hecho, la opción marítima siempre estuvo contemplada como etapa preliminar.

Según el comunicado provincial, nunca se presentó un proyecto formal para construir la planta terrestre. En cambio, se trabajó desde el inicio con la posibilidad de arrancar con barcos y escalar en una segunda fase.

El gobernador Alberto Weretilneck celebró la decisión, ya que acelera los tiempos para alcanzar el máximo de exportación. Además, aseguró que Río Negro continuará siendo clave en el desarrollo del GNL en el país.

Tres proyectos para consolidar la industria exportadora

Actualmente, hay tres desarrollos en marcha vinculados al gas licuado. El primero está liderado por Southern Energy, un consorcio entre Pan American Energy (PAE) y la noruega Golar. El plan incluye el arribo del buque Hilli Episeyo en 2027 y del MK 2 un año después, con una capacidad combinada de 6 MTPA.

La segunda etapa del proyecto “Argentina LNG” se basa en un memorando de entendimiento entre YPF y Shell, que apunta a exportar hasta 10 MTPA.

Finalmente, una tercera fase contempla un acuerdo similar entre YPF y la empresa italiana ENI. Este contempla una capacidad de exportación de 12 MTPA, y podría ponerse en marcha hacia 2028 si se anticipa el arribo de un buque de gran porte.

Weretilneck destacó que todas estas iniciativas implican obras de infraestructura, como gasoductos, y una demanda constante de empleo. También representan una oportunidad para el desarrollo de Sierra Grande y otras localidades del Golfo San Matías.

¿Chubut se suma al GNL?

El anuncio de la reconversión de la concesión no convencional de Cerro Dragón es el gran anuncio que esperaba Chubut y la Cuenca del Golfo San Jorge. Pan American Energy (PAE) desplegará un plan de inversiones de 250 millones de dólares para un plan piloto de cuatro pozos shale en el mítico bloque.

Cuando se anunció el primer pozo exploratorio, los interrogantes fueron creciendo, pero la primera etapa resultó exitosa y ya se piensa en una segunda etapa que será de explotación. “Es la que nos va a llevar a volver a ser protagonistas en materia energética en toda la Argentina y la región”, sostuvo Ignacio Torres.

El gobernador de Chubut fue cauteloso, pero se animó a sacar pecho por la posibilidad de soñar con una planta de GNL (gas natural licuado) en el Puerto de Comodoro Rivadavia.

“Depende de muchas variables, pero si nosotros tenemos este potencial gasífero, lo lógico es que se licúe el gas en nuestra provincia, eso es una etapa de agregado de valor al recurso que no tengo dudas que se va a dar en una segunda etapa de explotación, es más barato sacar el recurso por el puerto de Comodoro Rivadavia que ir a Río Negro”, subrayó.

Una chance para Chubut

“Cuando se puso en relevancia las plantas de GNL en Río Negro, no se contemplaba siquiera la posibilidad que Chubut pueda tener gas no convencional, hoy es una realidad, no sólo en Chubut sino también en parte de Santa Cruz y en el marco de esta novedad obviamente tenemos que pensar también en un tema logístico de por dónde va a salir ese recurso que lo lógico sería que sea por el puerto de Comodoro Rivadavia”, afirmó.

Asimismo, el mandatario sostuvo que el acuerdo para la reconversión de la Cuenca del Golfo San Jorge será ratificado por la Legislatura. Esto implicará una nueva normativa sobre cómo operar porque demandará nuevas tecnologías y de servicios que no están en la zona. “Este año ya podemos tener en una etapa de explotación a este primer pozo que ya dio los resultados que esperábamos”, consideró.

En este sentido, Torres destacó que este descubrimiento de PAE permite hablar de una “nueva cuenca”. “Estamos hablando de la roca madre que se denomina Aurora Austral, tiene un nombre raro pero la realidad es que esa cuenca es una nueva forma de explotar nuestros recursos y hoy tenemos la ventaja también de contar con la tecnología necesaria para hacer mucho más eficiente esa explotación que en otra época era muy difícil”, describió.

YPF suma a la italiana ENI al proyecto de GNL

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y CEO de Eni, Claudio Descalzi, firmaron hoy un Memorando de Entendimiento (MOU) para estudiar el desarrollo de una fase del proyecto integrado Argentina LNG, que abarca todas las etapas: la producción de gas en Vaca Muerta, el transporte, la licuefacción y la posterior exportación.

En particular, la fase del proyecto contemplada en el MOU se refiere al desarrollo de las instalaciones Upstream, de transporte y de licuefacción de gas mediante dos unidades flotantes de GNL de 6 MTPA cada una, por un total de 12 MTPA.

“Nos complace enormemente firmar este acuerdo con Eni, que nos permitirá acelerar el cronograma del proyecto Argentina LNG. Vemos un gran interés a nivel mundial, tanto de grandes empresas productoras como de países interesados en adquirir gas de Vaca Muerta”, declaró el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.

 

 

La experiencia de ENI en el GNL

“La elección de Eni por parte de YPF como socio estratégico refleja la experiencia específica y distintiva que hemos desarrollado en proyectos de GNL en Congo y Mozambique, y el reconocimiento de nuestro liderazgo global en la ejecución de proyectos que utilizan esta tecnología”, afirmó Claudio Descalzi, CEO de Eni.

De esta manera, YPF lidera la concreción del proyecto Argentina LNG, que busca monetizar los recursos de gas de Vaca Muerta y convertir al país en un exportador energético confiable a nivel mundial, con el objetivo de generar exportaciones por 30.000 millones de dólares para 2030.

En el contexto mundial actual, el GNL se posiciona como una fuente vital de suministro energético confiable. Se estima que la demanda de GNL representa más de un tercio del comercio mundial de gas natural y se prevé que se duplique para 2050.

YPF apunta a ser top 10 mundial en shale

YPF presentó en la Bolsa de New York su estrategia de transformación para convertirse en una de las 10 principales empresas de shale del mundo en esta década. El anuncio se realizó durante el Investor Day 2025, con la exposición del presidente y CEO Horacio Marín ante inversores internacionales.

La hoja de ruta se apoya en tres pilares: el desarrollo acelerado de Vaca Muerta, la expansión del negocio de gas natural licuado (GNL) y una transformación operativa y financiera enfocada en eficiencia, rentabilidad y escala. Todo el modelo está diseñado sobre un escenario de largo plazo con un precio del petróleo en torno a los 70 dólares.

Marín fue enfático al afirmar que la visión está clara: “YPF será una empresa de clase mundial en shale. Hoy ya tenemos 15.000 pozos identificados, de los cuales 9.000 son netos para YPF. Estamos construyendo una compañía resiliente, escalable y lista para exportar al mundo”.

Duplicar producción y reducir costos

La meta más ambiciosa es alcanzar en 2030 una producción neta de 1 millón de barriles equivalentes por día, con 475.000 barriles de petróleo y 70 millones de metros cúbicos de gas natural. Esto posicionaría a YPF como líder absoluto en América Latina y entre los 10 principales jugadores globales en shale.

Para lograrlo, el plan contempla la perforación de 6.400 pozos brutos (4.000 netos para la compañía) y el despliegue de 30 equipos de perforación. Se proyecta un lifting cost de apenas 5 dólares por barril, gracias a mejoras tecnológicas y contratos de largo plazo con proveedores.

El foco estará en el desarrollo intensivo del core hub de Vaca Muerta y en la expansión hacia el hub sur, donde YPF ya firmó nuevos acuerdos con la provincia de Neuquén. Todo el portafolio ha sido planificado pozo por pozo, con modelado matemático de productividad y curvas de aprendizaje.

Durante el evento, Marín recordó que en solo dos años duplicaron la producción de shale oil, pasando de menos de 90.000 a 190.000 barriles diarios netos. “Eso muestra de lo que somos capaces. No prometemos humo, mostramos resultados concretos”, afirmó.

El motor de la nueva YPF

El desarrollo del GNL es el complemento estratégico para monetizar el gas de Vaca Muerta. YPF impulsa tres proyectos: LNG 1 (con sistema tipo peaje, arranca en 2027), LNG 2 (con Shell, proyectado para 2030) y LNG 3, aún en etapa de negociación con socios internacionales.

Todos los proyectos se financiarán con project finance en un 70%. El volumen total previsto es de hasta 65 millones de m³ por día, con una participación de YPF del 25–30%. El flujo de caja libre será negativo hasta 2029, pero desde 2030 generará más de 1.000 millones de dólares anuales.

En paralelo, YPF lanzó su Centro de Inteligencia en Tiempo Real, único en América Latina, donde se procesan 35 millones de datos por pozo por día. El sistema aplica inteligencia artificial para anticipar fallas, optimizar producción y reducir el ciclo de perforación de 312 a 215 días.

Junto a Toyota se implementó el modelo Toyota Well, inspirado en la industria automotriz, que permitió ahorros de 400 millones de dólares en un año solo en downstream. Se espera que la eficiencia total acumulada alcance los 1.000 millones de dólares hacia 2029.

 

 

Transformación operativa

YPF también avanza con un programa de desinversión en campos maduros, con lifting costs que duplicaban el promedio. Ya abandonó o está finalizando operaciones en Mendoza, Neuquén, Santa Cruz y otras zonas, transfiriendo esos activos a operadores más eficientes.

La compañía busca concentrarse exclusivamente en el negocio shale, donde en 2030 el 88% del upstream estará basado en Vaca Muerta. A eso se sumará un margen de 13 dólares por barril en refinación y exportaciones crecientes por el nuevo oleoducto BEMO, que conecta Vaca Muerta con el Atlántico.

Durante su presentación, Marín expresó con énfasis: “No tengo dudas. Vamos a lograrlo. YPF va a estar entre las mejores del mundo. Esta es una empresa con ADN argentino, con pasión, y que ahora también tiene eficiencia, tecnología y visión de largo plazo”.

Para 2029, la compañía proyecta un EBITDA de 11.000 millones de dólares y flujo de caja libre sostenido. A partir de 2028, YPF comenzará a distribuir dividendos, siempre bajo un esquema de sostenibilidad y rentabilidad para el accionista.

Se reglamentaron las exportaciones de GNL hasta 30 años

A través de la Resolución 145/2025, la Secretaría de Energía de la Nación reglamentó exportaciones de GNL (gas natural licuado) por hasta 30 años y dio un paso clave para monetizar a gran escala las reservas no convencionales de Vaca Muerta.

Los interesados deberán presentar una notificación de expo ante la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, quien eventualmente otorgará un certificado de “Autorización de Libre Exportación de GNL”.

Qué sostiene la reglamentación

Entre los requisitos se encuentran que deberán tener disponibilidad propia proyectada de GNL, sustentada en planes de inversión o en contratos firmes con otros productores de reservas P1, P2 y P3, recursos prospectivos y su capacidad de producción comercial por al menos 5 años; certificada por auditores externos.

Además, deberán realizar una presentación anual de información sobre sus reservas y recursos prospectivos, así como las proyecciones de producción; cantidades máximas a exportar (anual, mensual y diarias); solicitud de adhesión al RIGI, de corresponder; y consistencia técnica del proyecto, incluyendo instalaciones de transporte/licuefacción/almacenamiento/expo, su localización y financiamiento (salvo ya en RIGI).

En este sentido, la normativa establece que la Secretaría de Energía tendrá potestad de objetar, dentro de los 120 días hábiles, de manera fundada, total o parcial, la expo de GNL por las siguientes razones: falta de disponibilidad de gas a nivel nacional, resultante de la DDRG; falta de exactitud de la información presentada y prácticas anticompetitivas o ‘dumping’ respecto del mercado interno.

El GNL como punto de partida

Juan José Carbajales, director de la Consultora Paspartú, consideró que el paso que dio el Gobierno nacional es indispensable y crítico para el avance de los proyectos de licuefacción y exportación, tales como el ARG LNG liderado por YPF, o el inminente FLNG liderado por PAE-Golar (buque Hilli Episeyo).

El especialista subrayó que el Ejecutivo mantendrá una carta para garantizar la seguridad de suministro al mercado interno: el mecanismo de “objeción” a las exportaciones.

En cuanto a la planificación, Carbajales destacó que Ley Bases, “no obstante su preferencia por la iniciativa privada, prevé una acción típica de planeamiento estatal (la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos o DDRG en el largo plazo): velar por la suficiencia de recursos en el país proyectada en el tiempo y suministro de otros orígenes, necesarios para abastecer –regularmente y en el curso ordinario– la demanda interna y, a la vez, suministrar sobre base firme los proyectos de expo; esto es, un ‘cruce’ entre las proyecciones de producción nacional y ofertas de otras fuentes u orígenes, y de la demanda interna durante ese período”.

Sobre los plazos, las autorizaciones tendrán carácter firme por hasta 30 años, desde puesta en marcha de planta de licuefacción y en cuanto a los Off takers no será necesario contar con contratos por la totalidad de los volúmenes y plazos.

Cuántos buques de GNL se necesitan para enfrentar el invierno

Argentina lanzará la semana próxima un pliego para licitar la contratación de 5 a 6 barcos de gas natural licuado (GNL) para satisfacer la demanda durante el próximo invierno.

“Se está trabajando para lanzar el pliego el 17 de marzo de 5 o 6 cargamentos. La idea es que la semana del 25 (de marzo) se reciban las ofertas”, informaron desde Nación.

Argentina está reduciendo sus necesidades de importación de energía debido a la mayor producción en la formación Vaca Muerta, la segunda reserva de gas no convencional del mundo y la cuarta de petróleo, que mensualmente alcanza un nuevo récord.

En 2024 el país registró el mayor superávit comercial energético en 18 años al alcanzar los 5.668 millones de dólares tras años de déficit comercial que afectó a las finanzas públicas del país austral.

La primera licitación que hizo Argentina en 2024 resultó en la importación de 10 buques, del total de 30 que importó el país ese año.

GNL, una arista en superávit

En 2024 el país registró el mayor superávit comercial energético en 18 años al alcanzar los 5.668 millones de dólares tras años de déficit comercial que afectó a las finanzas públicas del país austral.

La primera licitación que hizo Argentina en 2024 resultó en la importación de 10 buques, del total de 30 que importó el país ese año.

La cantidad de embarques de GNL “va a ser menos que el año pasado porque va a haber más disponibilidad de gas natural, asumiendo un clima comparable” (al año pasado), dijo Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería a periodistas en Houston, donde participa de la conferencia de CERAWeek.

Según los especialistas, el precio se ubicaría cerca de los 16 dólares el millón de BTU, más caro que en 2024, aunque todavía más barato que el gasoil.

Por otro lado, se seguirá recurriendo a la importación de gas desde Chile para abastecer a las provincias del noroeste argentino, cuya demanda todavía no logra ser cubierta por la Reversión del Norte.