Cuándo YPF comenzará el precio de naftas durante la madrugada

La baja del precio de los combustibles durante la madrugada es uno de los temas que más les interesa a los usuarios. La medida permitirá aumentar ganancias para YPF, pero también significará un ahorro para las personas.

En este sentido, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó que, entre julio y agosto, la compañía estatal lanzará una prueba piloto con precios de combustibles más bajos durante la madrugada.

La medida busca aprovechar la caída de la demanda nocturna y reducir costos fijos con la incorporación de autoservicio en estaciones seleccionadas.

En el marco de las Jornadas de Energía organizadas por el diario Río Negro, Marín remarcó que la decisión responde a un criterio de eficiencia operativa y mayor rentabilidad.

“Nosotros sabemos que cada litro de nafta que vendemos a las tres de la mañana, a las seis de la tarde vendemos cuarenta”, explicó.

Según el pope de la empresa de mayoría estatal, la demanda diaria de combustible tiene un comportamiento bastante predecible: alcanza su punto más bajo entre las 3 y las 6 AM y su pico más alto cerca de las 18 horas.

Las variables de YPF

“Podemos bajar la nafta de noche y ganar más plata que de día”, subrayó Marín y destacó: “No lo podemos hacer en todas las estaciones de servicio del país el 23 de junio. Vamos a hacer una prueba piloto en cuatro o seis estaciones en distintos lugares para ver cómo funciona”.

El CEO de YPF adelantó que se utilizará una herramienta basada en inteligencia artificial que permitirá fijar precios diferenciados por región, estación y horario, en función de la demanda real.

Asimismo, Marín anticipó que a partir de julio la empresa podrá cambiar el precio del combustible en cualquier surtidor del país en tiempo real.

“Sabemos qué porcentaje de autos que pasan por la ruta ingresan a nuestras estaciones. Estamos desarrollando inteligencia artificial para capturar esa información y tomar decisiones en línea”, detalló.

Nuevos hábitos

Para implementar el nuevo esquema, YPF reorganizará los turnos nocturnos en las estaciones de servicio. “La gente de noche la reagrupamos a las estaciones de servicio, que veamos que tenemos más cola”, explicó Marín.

El ejecutivo adelantó que habrá “precios regionales”. “Vamos a subir en algún lado, bajar en el otro. Eso lo vamos a empezar a hacer. Vamos a poder ir viendo oferta y demanda, subiendo en algún lado, bajando el otro”, aclaró.

“Nadie va a tener la posibilidad de saber si aumentamos o bajamos la nafta. Porque van a ser tantas diferencias de precio que podemos hacer, y eso se llama micro pricing, y eso es ‘bienvenido a la modernidad’. Así es el mundo, el primer mundo. Depende de los precios, depende de la demanda, depende de muchas cosas”, añadió.

Asimismo, Marín consideró que no va a adaptar una posición dominante. “Soy el primer presidente YPF de la historia de la Argentina que baja dos veces la nafta. Así que no me vengan a boludear con que no vemos el usuario. Miramos el usuario y somos honestos intelectualmente. Y entonces, vamos a hacerlo como corresponde”, afirmó.

El cuello de botella del VMOS

El megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza a pasos agigantados. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que el oleoducto se encuentra tres meses adelantada, pero advirtió que el cuello de botella de la obra se encuentra la construcción de la terminal portuaria en Punta Colorada.

“Vamos a estar tres meses adelantados. El cuello de botella es la terminal portuaria, que requiere más tiempo porque se fabrica en el exterior”, explicó el pope de la empresa de mayoría estatal.

El oleoducto en sí está avanzando con velocidad: “Ya las dos compañías que trabajan en el proyecto están acostumbradas a construir rápido y están haciendo un gran trabajo”, subrayó en el marco de las Jornadas de Energía de Diario Río Negro.

El VMOS y su impacto

Según Marín, el plan avanza con la expectativa de comenzar a operar en fases. El segundo semestre de 2026 marcaría el inicio de la primera etapa con una capacidad de transporte de 180.000 barriles por día, para luego escalar a 360.000. La capacidad asegurada para 2027 es de 500.000 barriles diarios, pero podría aumentar.

“Con estaciones de bombeo adicionales podríamos llegar a 700.000 barriles, y con producción por fricción incluso a 800.000. Ahí ya estaríamos hablando de exportaciones por más de 20.000 millones de dólares al año”, detalló el ejecutivo.

Marín también confirmó que, para 2027, las exportaciones esperadas alcanzarán los 12.000 millones de dólares, aunque aclaró que, con la capacidad proyectada y el incremento de producción, “vamos a estar en más de veinte mil, seguro”.

Respaldo internacional

El VMOS también está cerca de lograr un crédito de 1.700 millones de dólares bajo la modalidad de project finance. “La plata entra a fin de mes. Hay un sindicato de muchos bancos, incluso algunos que no invertían en el país desde los años noventa”, subrayó Marín.

Este financiamiento marca un hito: no solo se trata de fondos extranjeros, sino de un modelo de colaboración inédito en la industria energética argentina.

“Es el primer proyecto hecho por todos los operadores, no por el Estado. Hacer un proyecto colaborativo no era lo que estábamos acostumbrados. Estoy muy contento con el resultado”, remarcó.

El oleoducto es clave en la visión estratégica de YPF rumbo a 2031. Según Marín, el país alcanzará 30.000 millones de dólares de exportaciones adicionales para ese año. “Si esto sigue así, incluso podríamos llegar a 40.000 millones de dólares anuales. Estamos alineados con el objetivo de país y de empresa”, afirmó.

YPF y ENI sellaron el acuerdo para exportar GNL al mundo

YPF y Eni firmaron un nuevo acuerdo hacia la concreción de una de las fases del proyecto Argentina LNG. Fue firmado en Roma por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el CEO de Eni, Claudio Descalzi.

“Estamos avanzando muy rápido con Eni. Confiamos que antes de fin de año podremos alcanzar la decisión final de inversión y hacer realidad esta fase del proyecto, que es clave para el futuro energético de nuestro país”, destacó el pope de la empresa de mayoría estatal.

El acuerdo define los pasos requeridos para alcanzar la decisión final de inversión de esta fase del proyecto, que incluye la producción, tratamiento, transporte y la licuefacción de gas mediante unidades flotantes con una capacidad total de 12 millones de toneladas de GNL por año.

Con este nuevo avance, YPF continúa dando pasos firmes hacia 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 global.

Un proyecto impulsado por YPF

Se estima que la demanda de Gas natural licuado representa más de un tercio del comercio mundial y se prevé que se duplique para 2050.

El proyecto “Argentina LNG”, liderado por YPF, incluye a empresas nacionales e internacionales como Shell, ENI, PAE, Pampa Energía, entre otras y permitirá que el país se posicione como el quinto exportador mundial de gas natural licuado del mundo y prevé exportaciones para el país, solo de gas, en el orden de los 15 mil millones de dólares anuales durante 20 años de manera constante desde el 2031.

Tras la rúbrica del acuerdo, los mandatarios compartieron una cena privada, donde pudieron conocer mas del proyecto a nivel global y los próximos pasos que darán ambas compañías hasta llegar al FID (Decisión final de inversión) que se espera alcanzar en diciembre próximo.

YPF contratará barcos de GNL.

Durante el encuentro “Encuentro de Energía y Producción” celebrado en Bariloche, el pope de la empresa de mayoría estatal adelantó que se sumará otra compañía de peso internacional al proyecto. “Es un documento muy importante. Venimos trabajando muy bien con ENI y luego de este acuerdo seguramente va a entrar otra empresa muy importante, todavía no puedo decir quién es, pero esperemos que entre”, aseguró.

El plan contempla una decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) antes de fin de año. Con ese hito, comenzará la construcción de dos buques de gran escala, cada uno con una capacidad de 6 millones de toneladas por año. Según Marín, uno de ellos será “parte de los barcos más grandes que se están construyendo en el mundo”.

“Teníamos una oferta de una compañía que hace barcos que es realmente imbatible, por eso decidimos continuar con barcos. ENI es nuestro socio estratégico y tiene muchísimo conocimiento en el offshore y en barcos para LNG. Se alinearon todos los planetas y estamos recontra contentos”, agregó.

De la visión a los hechos

En paralelo, Marín mencionó que Shell, otro socio estratégico de YPF, podría sumarse al desarrollo de un tercer proyecto de GNL de 12 millones de metros cúbicos por día. Este plan permitiría alcanzar una capacidad de exportación total de 120 millones de metros cúbicos diarios, un salto histórico que requerirá inversiones masivas en infraestructura y perforación.

“Ya generamos una vicepresidencia de LNG y tenemos equipos dedicados para cada uno de los proyectos. Esto va a generar exportaciones por 120 millones de metros cúbicos por día, es duplicar la producción de la Argentina”, subrayó el CEO de YPF.

Para lograrlo, la compañía estima que deberá perforar cerca de 800 pozos de gas en Vaca Muerta hasta 2031. “Tengan en cuenta que Vaca Muerta, en toda su historia, perforó unos 1.600 pozos. Es muy grande lo que estamos encarando”, describió Marín.

YPF se quedó con el 100% del oleoducto entre Loma Campana y Lago Pellegrini

YPF compró a Tecpetrol el 15% restante de Oleoducto Loma Campana – Lago Pellegrini S.A. (OLCLP) y pasó a controlar el 100% de la sociedad, que opera uno de los principales ductos para evacuar petróleo desde Vaca Muerta. La operación fue informada a la Comisión Nacional de Valores (CNV) por ambas compañías.

El oleoducto conecta la Planta de Tratamiento de Crudo de Loma Campana, en la provincia de Neuquén, con la Estación de Bombeo de Lago Pellegrini, en Río Negro. Tiene la capacidad de transportar 25.500 metros cúbicos proveniente de Bandurria Sur y La Amarga Chica.

Este sistema es operado por Oleoductos del Valle (Oldelval), y es estratégico para transportar crudo desde el principal yacimiento no convencional del país hacia los centros de refinación y exportación.

La operación entre YPF y Tecpetrol

YPF ya poseía el 85% de OLCLP. Con esta compra, le adquirió a Tecpetrol las 130.259.852 acciones clase B, representativas del 15% del capital social y los derechos de voto, completando así el control total sobre la sociedad.

El precio total pactado fue de 15 millones de dólares, dividido en dos tramos. El primero de 13,6 millones de dólares fueron cancelados al momento de la operación mediante compensación de deudas que Tecpetrol mantenía con YPF por servicios de transporte en el proyecto Oleoducto Vaca Muerta Sur – Tramo 1.

Mientras que el segundo se basa en 1,4 millones de dólares que se abonarán dentro de los próximos 15 días mediante transferencia bancaria en pesos argentinos.

Según informó Tecpetrol, el resultado económico de la transacción fue positivo, generando una ganancia de 6,6 millones de dólares (7.778,3 millones de pesos) para la compañía del Grupo Techint.

Por su parte, YPF detalló en su informe que al 31 de marzo de 2025, OLCLP registraba créditos por ventas y cuentas por cobrar con YPF por 4.440 millones de pesos y pasivos por 543 millones de pesos.

Alemania, Japón y Corea quieren comprar GNL argentino

Uno de los pilares del proyecto 4×4 de YPF es convertir la exportación de gas natural licuado (GNL) en una realidad. Es por eso que la compañía da pasos concretos para que el país sea un polo de referencia y se anime a competir contra Estados Unidos.

Las expectativas que ha despertado el Argentina LNG ha generado que surjan los primeros interesados en el volumen que quedará libre una vez cerrados los contratos principales. Así lo confirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, países como Alemania, Japón y Corea del Sur ya manifestaron interés en adquirir ese remanente estratégico.

Durante el evento “Encuentro de Energía y Producción” celebrado en Bariloche, Marín explicó que si bien gran parte de la producción de los proyectos Argentina LNG 2 y 3 estará asegurada mediante contratos de largo plazo con compañías internacionales (off-takers), habrá un segmento más reducido del volumen total que podrá comercializarse de forma abierta en el mercado internacional.

Qué significa el “volumen libre”

Los contratos tipo take or pay —que garantizan la compra de gas aun si no se consume— permiten una planificación financiera sólida. Pero no todo el GNL estará comprometido por esa vía. Un porcentaje menor quedará fuera de esos acuerdos estructurados. Es allí donde entran en juego los compradores spot o con contratos flexibles.

“Nos queda un volumen pequeño para vender y tenemos un buque de ventas y una red global”, explicó el pope de la empresa de mayoría estatal.

“Tenemos Alemania, tenemos Japón, tenemos Corea. La verdad, muchos países que compran GNL. No vemos que eso vaya a ser un cuello de botella”, agregó.

Este volumen “libre” será clave para captar precios más altos en momentos de demanda pico, lo que puede aportar rentabilidad adicional al proyecto y flexibilidad para YPF.

Horacio Marín brindó detalles de las negociaciones que lleva a cabo YPF con seis países.

La demanda del GNL argentino

La guerra en Ucrania disparó el interés de Europa para no depender de Rusia, mientras que Asia se proyecta como el gran centro de consumo del mundo.

Alemania está en plena transición energética tras cortar sus vínculos con el gas ruso, y busca acuerdos seguros con nuevos productores. Japón y Corea del Sur, por su parte, son dos de los mayores importadores de GNL del mundo.

El gas argentino buscará aprovechar esta coyuntura para posicionarse como un nuevo jugador relevante, sobre todo considerando que su proyecto cuenta con barcos provistos por Golar, infraestructura en marcha y un esquema de financiamiento respaldado por garantías de exportación.

Contratos firmes y márgenes flexibles

El esquema diseñado por YPF prevé que los proyectos Argentina LNG 2 y 3 estén respaldados por acuerdos con grandes compañías energéticas globales. En el caso de Argentina LNG 3, por ejemplo, ENI será uno de los compradores principales, y se espera que una parte del gas vaya a Europa.

Los contratos firmes permitirán avanzar con obras e inversiones sin depender completamente del mercado spot, pero al dejar un pequeño porcentaje abierto a la comercialización libre, YPF se garantiza agilidad operativa y posibilidades de aprovechar oportunidades comerciales.

“El proyecto no será complicado por la calidad de los off-takers”, explicó Marín. “Y con la calidad de las compañías que estamos negociando, creemos que lo vamos a lograr sin mayores obstáculos”, ponderó el CEO y presidente de YPF.

Vaca Muerta: quiénes dominan el mercado del shale

El shale sigue creciendo y espera por las obras de evacuación que permitirán dar un salto de calidad para que Vaca Muerta se convierta en un polo exportador. Los números de producción no convencional de Argentina mantuvo en abril una tendencia positiva, con un aumento interanual del 21,7% en shale oil y del 8,1% en shale gas.

Los datos del informe de la consultora Economía & Energía establecen que, en el cuarto mes del año, los bloques operados por YPF, Vista y Pluspetrol fueron los grandes protagonistas de este crecimiento.

Los tanques de YPF

Como suele suceder en todos los registros de Vaca Muerta, YPF lidera la producción de la mano de sus tres bloques en la ventana petrolera. Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica. El primero es quien marcó el inicio de la aventura del shale y es quien está más cerca de los 100 mil barriles diarios (kbbl/d).

En abril, Loma Campana alcanzó los 87,1 kbbl/d; Bandurria Sur logró 53 kbbl/d; y La Amarga Chica, que si bien tuvo una leve baja interanual, se mantuvo en 59,7 kbbl/d.

El segundo gran actor fue Vista Energy. La operadora liderada por Miguel Galuccio sigue creciendo de la mano de su nave insignia Bajada del Palo Oeste, que logró una producción de 60,5 kbbl/d, marcando una suba de 11,7 kbbl/d respecto a abril de 2024. Es uno de los bloques más dinámicos de la ventana petrolera de la formación.

Por su parte, Pluspetrol registró un notable crecimiento en La Calera, donde la producción pasó de 6,5 a 23,2 kbbl/d, una suba de 16,7 kbbl/d que demuestra el fuerte desarrollo de este bloque tanto en petróleo como en gas no convencional.

El gas de Vaca Muerta sigue creciendo

En cuanto a la producción de shale gas, Fortín de Piedra se mantuvo como uno de los líderes, aunque experimentó una leve baja interanual al pasar de 14,7 a 13,5 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). Pese a la caída, el tanque de Tecpetrol es uno bloques más productivos del país.

Aguada Pichana Oeste (APO), operado por Pan American Energy (PAE), incrementó su producción de 7,9 a 8,5 MMm3/d, mientras que La Calera volvió a destacarse con un salto de 4,8 a 9,4 MMm3/d, casi duplicando su volumen respecto al año anterior.

Otros bloques gasíferos relevantes fueron Aguada Pichana Este, operado por TotalEnergies, que redujo su volumen de 9,3 a 7,2 MMm3/d, y Sierra Chata, de Pampa Energía, que mostró una leve mejora, subiendo de 3,8 a 4,4 MMm3/d.

Un panorama de expansión sostenida

Con una producción total de 442,1 kbbl/d de shale oil y 69 MMm3/d de shale gas, abril consolidó el buen momento del sector no convencional argentino. Las cifras reflejan el impacto positivo de las inversiones y de la maduración operativa de los bloques más prometedores de Vaca Muerta.

YPF le puso fecha a la venta de Manantiales Behr, pero espera los resultados de la D-129

YPF continúa con su estrategia de convertirse en una compañía 100% no convencional. Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, anunció que la empresa buscará la aprobación del directorio para avanzar con la venta de Manantiales Behr, el mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge.

La fecha del directorio ya tiene fecha: 12 de julio. Allí, los representantes de la compañía podrían aprobar la venta de una de las áreas más productivas del país.

El ejecutivo aseguró que es “el momento preciso” para que la petrolera estatal se desprenda del activo, que actualmente produce alrededor de 4.000 metros cúbicos diarios de petróleo.

En el marco del evento Energía Chubut 2050, Marín agradeció a las autoridades y trabajadores de Chubut, destacando el rol del gobernador Ignacio Torres, el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, y los gremios, quienes acompañaron el proceso de transición del clúster El Trébol – Escalante, vendido a Pecom en octubre de 2024.

“Para mí eran sentimientos encontrados”, reconoció Marín, recordando el momento en que el clúster pasó a manos de la compañía del Grupo Pérez Companc. “Les dije a los trabajadores: ‘Hoy quizás me quieran putear, pero el tiempo les va a demostrar que era lo mejor para YPF, la provincia y la Argentina’”. El CEO aseguró que, tras ver los resultados, “muchos en Chubut están convencidos de la decisión”.

La venta de Manantiales Behr marcaría el retiro de YPF de Chubut.

Una decisión de YPF

Según Marín, el mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge y el último activo que le queda a la compañía en Chubut, el área tiene un gran futuro en recuperación terciaria, pero que ya no encaja en la estrategia de la compañía.

“YPF no puede continuar invirtiendo comparativamente con Vaca Muerta”, explicó. “Es el momento preciso para que ingrese una compañía mediana que pueda desarrollarlo. Nos quedaremos con una opción, pero no seremos los operadores principales”, subrayó.

El CEO mencionó que espera que el desarrollo de la formación D-129 tenga éxito en su gestión, por lo que destacó que YPF mantendrá una puerta abierta para cooperar en el futuro. También destacó el rol de Pan American Energy (PAE), otra de las petroleras que está invirtiendo fuertemente en el shale chubutense. “Ojalá les vaya bien, porque eso beneficia a toda la industria”, señaló.

Marín dejó en claro que YPF está redefiniendo su perfil: “A partir del año que viene, YPF será una compañía enfocada en no convencionales”, afirmó, en referencia al enorme potencial de Vaca Muerta.

Vaca Muerta rompió todos los registros históricos

Ya es una costumbre de Vaca Muerta. La formación sigue con su paso arrollador y sigue rompiendo récords mes a mes. Mayo no fue la excepción: se completaron 2.588 etapas de fractura en el segmento shale marcando una nueva marca histórica para el no convencional.

Según los datos del informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, en el quinto mes del año se superó el registro de abril donde el nivel máximo de actividad había quedado en 2.214 punciones.

La tercera marca histórica de Vaca Muerta se registró en febrero de este año cuando las empresas completaron 1.978. El crecimiento de la actividad consolida el crecimiento y atractivo de la roca madre para las principales compañías del sector.

El rol de las operadoras

En el plano de las operadoras en Vaca Muerta no hubo mayores cambios en cuanto a quien lidera la actividad. YPF es quien solicitó más operaciones en el shale argentino. La empresa de mayoría estatal requirió 1.333 operaciones en la roca madre.

La sorpresa vino de la mano de Pampa Energía. La compañía que impulsa el desarrollo de Rincón de Aranda solicitó 289 etapas de fractura y quedó en el segundo lugar.

El podio fue completado por Vista Energy. La operadora presidida por Miguel Galuccio requirió 227 operaciones para continuar pisando fuerte en el shale oil.

Por debajo de las 200 fracturas, pero no menos importante, se posicionó Chevron. Una de las supermajors de Vaca Muerta demandó 196 operaciones. Un escalón más abajo quedó Pan American Energy (PAE) con 175 fracturas y Tecpetrol con 137 punciones.

Detrás se posicionaron Pluspetrol con 95 fracturas, Phoenix con 91 punciones y TotalEnergies con 45 operaciones.

Al servicio de Vaca Muerta

En cuanto a las empresas de servicio hubo un récord absoluto entre las compañías. Halliburton, quien decidió apostar todos sus cañones al shale, rompió el récord de sus operaciones al realizar 960 etapas de fracturas. Su actividad se dividió entre 580 punciones de YPF, 196 fracturas de Chevron y 184 operaciones de Pampa Energía.

En segundo lugar, quedó SLB. La compañía de mamelucos azules realizó 808 punciones en la roca madre. El número es otra marca top para la industria y marca el crecimiento de las empresas de servicio. Las operaciones se dividieron entre 476 fracturas de YPF, 227 operaciones de Vista y 105 etapas de Pampa Energía.

El tercer lugar fue para Calfrac con 452 etapas de fractura. Los trabajos que realizaron los trabajadores de mameluco verde se distribuyeron entre 175 de PAE y 277 de YPF.

Asimismo, Tenaris completó 273 operaciones que se repartieron 137 de Tecpetrol (su compañía hermana del Grupo Techint), 91 de Phoenix Global Resources y 45 de TotalEnergies.

El registro fue cerrado por Pluspetrol, quien compró el servicio de fractura de Weatherford y realizó todas las punciones que solicitó en sus bloques en Vaca Muerta.

“¿Queremos exportar gas los 365 días o quedarnos en lo fácil del verano?”

Mientras Argentina avanza en obras clave para consolidarse como potencia energética regional, el desafío de convertir su gas natural en una fuente de exportación constante vuelve a escena. Juan Jasson, gerente comercial de Gas Natural Regional de YPF, lanzó una advertencia clara: el país debe decidir si está preparado para exportar los 365 días del año o si seguirá apostando solo a los excedentes estacionales.

En un contexto internacional complejo, donde la seguridad energética cobra un valor estratégico, Jasson remarcó la necesidad de mirar más allá del corto plazo. “Ojo, el mundo está convulsionado, por decirlo delicadamente, tenemos que estar seguros que vamos a poder tener nuestra propia energía”, afirmó durante el evento “Integración Gasífera en el Mercosur + Chile: Perspectivas”, organizado por el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE)

Brasil, un mercado exigente

Para Jasson, uno de los mercados con mayor potencial para el gas argentino es Brasil, aunque su demanda plantea un estándar más elevado. “El cliente de Brasil quiere 365 días de gas, de una forma o de otra. La pregunta es cómo se lo vamos a dar”, insistió.

El ejecutivo diferenció entre dos tipos de clientes: el mercado eléctrico —que opera bajo una lógica “on call”, es decir, por demanda— y el industrial, que busca acuerdos firmes a largo plazo. “Me encanta el gas argentino, es competitivo, lo quiero 365… pero 365 no te lo puedo dar”, relató como ejemplo de la tensión entre lo que se ofrece y lo que se exige.

Además, señaló la posibilidad de integrar a Paraguay como parte de la solución regional y no descartó que se estudien nuevas obras de infraestructura. “Podemos ir a la CAF a pedir plata para hacer la expansión que necesitamos para tener suficiente gas que pueda subir, cruzar por Bolivia o hacer por Paraguay un gasoducto nuevo”, propuso.

Chile: memoria y alternativas

En el caso de Chile, Jasson advirtió que aunque hay margen para crecer, la confianza se quebró en el pasado. “Chile va a seguir teniendo GNL y algunas oportunidades, pero nunca va a desaparecer su plan B. Nosotros los invitamos a que desarrollaran ese plan B, y no se los dejo olvidar, porque a mí me lo recuerdan todas las semanas”, reveló.

Con ese antecedente, insistió en que el objetivo no puede ser una estrategia basada exclusivamente en ventas esporádicas. “¿Qué queremos hacer? ¿Llegar lejos o hacer una exportación spot? Y lo estoy diciendo a nivel país”, lanzó.

La “perinola” del gas

Para concretar exportaciones sostenidas en el tiempo, Jasson subrayó que es indispensable un reparto equilibrado de los beneficios y responsabilidades en toda la cadena: desde productores hasta transportistas y compradores. “Esto es el juego de la perinola, señores. Acá todos ponen. Ni el productor argentino se va a llevar 8 dólares por la molécula, ni los transportistas pueden querer llevarse el 80% del precio, ni el cliente brasileño va a poder comprar a un dólar”, sentenció.

Según su visión, el éxito dependerá de que el negocio sea sustentable e integrable: “Lo que ayuda a que seamos integrables es que esto sea sustentable. Quiere decir que todos tienen que ganar, pero todos tienen que perder. La buena negociación es aquella donde nadie sale contento”.

Asimismo, Jasson apeló a una metáfora africana para marcar el rumbo: “Solo voy más rápido, juntos vamos más lejos”. Con esa frase cerró una reflexión que interpela directamente a la política energética argentina: “¿Qué queremos hacer como país? ¿Exportar 365 días o quedarnos en el estival, que es lo fácil para mí?”.

YPF descarta que el gas argentino sustituirá el GNL en Chile

Pese a que la Argentina exporta gas natural a Chile en forma ininterrumpida los 365 días del año, la sombra de las interrupciones del pasado todavía pesa en el vínculo bilateral. Así lo expuso Juan Jasson, gerente comercial de Gas Natural Regional de YPF y responsable de las exportaciones hacia el país trasandino.

“Vivo en Chile, soy el gerente de exportaciones allá, y la conversación siempre arranca igual: ‘¿Ustedes son los que nos cortaban el gas hace 10 años, no?’”, relató Jasson. Su testimonio confirma lo que muchas veces se sugiere en el plano político: la memoria energética en Chile sigue marcada por la crisis del gas argentino.

YPF y la reputación perdida

“Después de esa pregunta, viene otra: ‘¿No va a pasar más o sí?’”, continuó Jasson en el marco del evento “Integración Gasífera en el Mercosur + Chile: Perspectivas”, organizado por el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). Y sentenció: “Nunca vamos a desplazar al GNL de Chile. Quedó una marca muy fuerte, y la hicimos nosotros. Que quede claro”.

El ejecutivo fue directo al reconocer que, aunque la oferta de gas argentino sea competitiva y estable, la infraestructura de GNL en Chile ya forma parte de su seguridad energética. “Un CEO de Shell decía que la reputación viene a pie y se va en Ferrari. Es así. Hoy estamos pagando el costo”, reconoció.

Chile construyó terminales de GNL como plan de contingencia frente a las interrupciones de suministro argentino durante la década del 2000. Aunque ahora Argentina puede abastecer sin cortes, esa desconfianza estructural no se borra con facilidad. “Chile nunca va a dejar de traer GNL, solo por las dudas. Porque del otro lado hay argentinos”, remarcó Jasson.

Nuevas estrategias

Para el ejecutivo de YPF, el mercado interno argentino de gas está maduro y, por tanto, el crecimiento vendrá de otras fuentes. “Argentina es un excelente mercado, pero ya está desarrollado. En los 80 y 90 tuvimos un problema muy grande —el exceso de gas—, y lo resolvimos creando un mercado robusto. Hoy tenemos 2.800.000 autos a GNC. Eso es fantástico”, explicó.

Sin embargo, la madurez implica que ya no hay tanto espacio para expansión. Por eso, las nuevas oportunidades están en sectores como el GNC para camiones o la sustitución de diésel por gas en la propia industria energética. “La perforación que siempre se hizo con diésel ahora empieza a hacerse con GNC o GNL”, destacó.

Reservas con potencial

Con reservas masivas en Vaca Muerta y un costo de producción competitivo, Argentina está en una posición privilegiada para abastecer la región. Sin embargo, esa posibilidad depende de una sola variable clave: la confianza.

“Tenemos un montón de gas. ¿Qué hacemos con él? Es más amigable, más barato. Y tenemos a nuestros vecinos. Uno de ellos es Chile”, explicó Jasson. No obstante, fue claro en señalar que el país trasandino nunca volverá a depender únicamente del gas argentino. “Siempre van a tener un plan B. Porque nosotros los obligamos a tenerlo. No se los dejo olvidar, ¿saben por qué? Porque a mí me lo recuerdan todas las semanas”, cerró.

El mensaje final es claro: la oportunidad está. Pero el pasado no se borra fácil. Si Argentina quiere ser un proveedor confiable, no alcanza con tener gas: hay que reconstruir la reputación.