Argentina avanza con tres vías para exportar gas como GNL desde la costa rionegrina. Hay socios y una ventana real, pero también rivales con escala (EE. UU. y Qatar) y un tablero de precios exigente.

Argentina tiene gas, proyectos y jugadores globales a bordo. Lo que no tiene es margen para errores: el mercado que encontrará entre 2026 y 2030 estará abastecido por una gran ola de nueva oferta, con Norteamérica y Qatar ampliando fuertemente su capacidad y una demanda mundial que crece más lento que en los años del shock 2022-2023. ¿Qué fue ese “shock”? El corte abrupto del gas ruso por gasoductos hacia Europa tras la guerra en Ucrania, forzó compras de GNL “de emergencia”, disparó los precios mayoristas (TTF/JKM) a niveles récord y aceleró terminales flotantes de regasificación para pasar el invierno. Desde entonces los precios bajaron y el mercado se estabilizó, pero dejó como legado una vara alta de seguridad de suministro y una mayor dependencia del GNL y su logística.

En ese contexto avanzan tres frentes.

• Argentina LNG 1: Southern Energy (PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG) prevé iniciar exportaciones en 2027 con el buque flotante “Hilli Episeyo” operando offshore frente a la costa de Río Negro y sumar una segunda unidad FLNG, el MK II, en 2028 para escalar producción y exportaciones. La capacidad combinada proyectada ronda 6 mtpa en dos etapas (Hilli y MKII).
• Argentina LNG 2: YPF + Shell prioriza una fase inicial con FLNG con base logística en Sierra Grande.
• Argentina LNG 3: YPF + ENI proyecta dos FLNG hacia una capacidad de referencia cercana a 12 mtpa, con fechas objetivo 2029 y 2030 para la primera y la segunda unidad, respectivamente. Distintos caminos, mismo objetivo: convertir el gas de Vaca Muerta en exportaciones desde la costa rionegrina.

La ventana de oportunidad existe, sobre todo de acá a fines de la década, con Brasil como “cliente natural” por cercanía, infraestructura de regas y una demanda termoeléctrica que sube y baja con la hidrología. La condición es simple de decir y difícil de cumplir: el GNL argentino tiene que llegar barato y a tiempo. Eso implica ajustar toda la cadena: costo del gas, licuefacción (FLNG), midstream dedicado para llevar el gas hacia la costa rionegrina y flete marítimo hasta el comprador.

Cada proyecto trae desafíos propios:

• En el frente Southern Energy, el diferencial es de tiempos: la vía FLNG acelera el arranque, pero exige ingeniería marina fina, amarre seguro, operación en clima patagónico y coordinación de buques “shuttle” con viajes cortos y frecuentes.
• En Sierra Grande (YPF + Shell), el eje es una infraestructura de mayor escala —gasoducto dedicado, instalaciones costeras y eventuales módulos adicionales—, con más CAPEX y habilitaciones.
• En YPF + ENI, la ventaja es el know-how internacional del socio y el reto es sincronizar pozos, plantas de tratamiento, ductos y contratos de venta para cumplir los hitos 2029/2030.

Un punto no menor: los permisos ambientales y marítimos en Río Negro, junto con las autorizaciones de fondeo y amarre, serán determinantes para el cronograma. La coordinación entre Provincia, Autoridad Marítima y Nación define plazos críticos para que las FLNG operen con seguridad y previsibilidad.

La competencia será intensa. Estados Unidos y Qatar marcan la vara: escala, financiación y flota que abarata costos. Eso presiona el precio de venta y obliga a cerrar contratos sólidos, con plazos y condiciones que permitan repagar inversiones sin perder competitividad. Para el mercado regional, en especial Brasil, las referencias de competitividad se mueven en dos dígitos bajos (US$/MMBtu, DES) por los costos de flete + regas: la hoja de costos local tendrá que ser muy ajustada.

La logística puede inclinar la balanza. Para el arranque, exportar a Brasil ofrece una ventaja por fletes más bajos y rotación rápida de barcos. El país cuenta con terminales/regas como Baía de Guanabara y Pecém, entre otras, lo que favorece ventanas de descarga y rutas cortas. En viajes largos, por ejemplo a Asia, el flete, los seguros y la disponibilidad de metaneros pueden encarecer el producto y achicar márgenes. Por eso, la estrategia comercial más realista para validar los proyectos es anclar volúmenes en la región con precios competitivos frente a alternativas.

Qué mirar en los próximos meses: Southern Energy ya decidió e invierte en sus dos plantas flotantes (Hilli y MKII) con metas de producción 2027/2028; en cambio, YPF+Shell y YPF+ENI siguen antes del FID (sin decisión final de inversión al día de hoy 28/10/2025) mientras cierran ingeniería, permisos y acuerdos comerciales. En paralelo, deben definirse traza y diámetro de los nuevos gasoductos hacia la costa rionegrina, y firmarse contratos de venta (off-takes) —en especial con Brasil— que aseguren volúmenes, precio y plazos. Cuando estas cuatro piezas (inversión, ductos, contratos y fechas) estén confirmadas, los anuncios se transforman en ingresos concretos y habilitan financiamiento en mejores condiciones.

La síntesis después de todo lo dicho anteriormente es: Argentina puede jugar este partido y la costa rionegrina puede ser protagonista. Pero el resultado no lo define la narrativa: lo define el precio puesto en destino y la confiabilidad. Si los proyectos avanzan con disciplina y cierran acuerdos comerciales a tiempo, el GNL argentino tendrá su lugar. Si no, los jugadores de mayor escala ocuparán ese espacio.

Glosario express para el lector: FLNG (planta flotante que licúa gas), FID (decisión final de inversión), regas (volver GNL a gas), DES (precio entregado en destino).