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Buenos Aires » Infobae
Fecha: 30/03/2026 01:52
La Guerra en Medio Oriente aumentó el atractivo de los proyectos de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) de la Argentina, al punto que en medio de su participación en la CERAWeek de S&P Global, un mega evento anual de la industria hidrocarburífera que este año tuvo lugar en Houston, Texas, el presidente de YPF, Horacio Marín, dijo que la empresa consiguió más de dos veces el financiamiento necesario para exportar GNL de Vaca Muerta. Es la oportunidad de la vida para contribuir a la mejora de la Argentina. Cuando miramos las exportaciones que tendrá la industria para 2031, va a terminar siendo otra turbina de exportaciones, como es el campo. Estamos proyectando USD 45.000 millones anuales, dijo el ejecutivo. Además del proyecto de exportación que YPF ya acordó con la italiana ENI y XRG, brazo internacional de la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi (Adnoc), por unos 12 millones de toneladas anuales de GNL a partir del uso de dos unidades flotantes de licuefacción (la decisión final de inversión debe tomarse a fines de este año), la Argentina cuenta con el proyecto Southern Energy SA (SESA) encabezado por Pan American Energy, que ya firmó un acuerdo de provisión con la alemana SEFE (Securing Energy for Europe), a la que el consorcio que también integran YPF, Pampa Energía,, Harbour Energy y Golar proveerá de dos millones de GNL anuales durante 8 años a partir de fines de 2027. Son horizontes muy promisorios para traducir en divisas el status del país como segunda reserva mundial de gas no convencional, que para exportar a destinos lejanos como Europa y Asia debe licuarse y enviarse mediante buques metaneros. De dos años a dos meses Esas multimillonarias ventas de GNL empezarían de aquí a unos dos años. Antes, deben cerrarse acuerdos comerciales y financieros y completarse la infraestructura de gasoductos, barcos de licuefacción y puertos de salida. Mucho más inmediata es la importación de GNL que la Argentina debe realizar para cubrir los picos de demanda de gas durante los días más fríos del invierno. En energía y también en gas natural (GN) Argentina es exportador neto. Medido anualmente, el país exporta más GN que el que importa, pero dado el swing de la demanda residencial, que se dispara un promedio de 20 millones de metros cúbicos por día (20 MMm3/día) en los meses cálidos a cifras que han alcanzado los 90 MMm3/día en invierno, no alcanza la producción de gas local, ni los sistemas de transporte, para toda la demanda", dijo Juan Bosch, presidente de Saesa, una empresa de comercialización y soluciones de suministro de gas y energía renovable, a Infobae. Para cubrir el pico de consumo invernal se importa gas de Bolivia (por gasoducto) y GNL vía barco a la Terminal de Regasificación de Escobar, dijo Bosch. Además, subrayó, el de 2026 sería el primer invierno en que la gestión de Importación la hará un privado. La Secretaría de Energía lanzó una licitación pública internacional para seleccionar la empresa encargada de esa gestión. El Precio del GNL será el TTF (índice de GNL del norte de Europa) más el monto por la gestión de compra, gasificación, operación y venta a cargo de esa Terminal de Escobar. La Guerra en Medio Oriente, explicó Bosch, provocó un alza muy fuerte, al rango de USD 18 el millón de BTU (unidad térmica británica), casi el doble de los valores de febrero. El área que encabeza la secretaria María Tettamanti inició el proceso con una resolución el 9 de febrero pasado. El mercado está en ascuas sobre el trámite y el resultado. La norma del área energética recuerda que en el marco aún vigente de emergencia en el sector de transporte y distribución de gas natural la importación de GNL es crítica para la seguridad energética, apunta a asegurar la provisión a la demanda ininterrumpible de gas en los picos de consumo, sustituir combustibles líquidos (gasoil y fueloil) en generación térmica y que el GNL deberá regasificarse en la terminal de Escobar, inyectarse en el sistema de TGN y entregarse en Los Cardales, provincia de Buenos Aires. Todo debe hacerse, subraya, teniendo como criterio el objetivo de reducir al mínimo la intervención del Estado Nacional y y recuperar el dinamismo de las inversiones y el desarrollo de infraestructura por iniciativa privada. El cálculo de la incertidumbre Dada la incertidumbre que creó la Guerra en Medio Oriciente, que un privado importe gas a un precio alto y volátil es de un riesgo potenciado por la incógnita sobre el precio al que podrá venderlo a distribuidoras, industrias y generadoras térmicas. Algo dejó en claro la resolución 33/2026: el consumo residencial tendrá prioridad absoluta de acceso al gas disponible. Sacar del medio a Enarsa, la firma estatal que importaba y distribuía el gas, apunta también a reducir al mínimo posible el costo de la gestión estatal. Enarsa llegó a recibir más de USD 3.000 millones de subsidios en 2023. Faltan dos meses y el gobierno aún no ha reaccionado a los efectos de la Guerra sobre el precio y el mercado de GNL. Puede jugarse a esperar y que baje el precio y si no lo hace pagar el precio que sea y, si falta gas, cortarle a la industria, que es el eslabón débil de la cadena, dijo Alejandro Einstoss, economista y miembro del Instituto UBA-Conicet que cada mes elabora y publica un reporte sobre tarifas y subsidios de energía. Parecido escenario vislumbra Gerardo Rabinovich, vicepresidente del Instituto Argentino de Energía General Mosconi. Hay mucha incertidumbre, más en un escenario en el que falta GNL en el mundo en general; están fuera de servicio un par de plantas de Qatar y otras instalaciones. Hay dos cuestiones a resolver: 1) la ampliación de la infraestructura para traer el gas de Vaca Muerta en invierno para la demanda local; lo único en vista es el proyecto de TGS de instalar 3 plantas compresoras para incrementar el flujo en 14 MMm3/día, a casi 30 MMm3/díi, que este invierno no va a estar, y 2) la compra del GNL que se necesita: las cifras que se barajan son de unos 20 barcos. La insoportable volatilidad del gas En los inviernos de los últimos años, como puede verse en la infografía, la Argentina osciló entre la importación de 56 barcos en 2021 a 27 el año pasado. El volumen importado disminuyó en los últimos dos años, debido a la entrada en uso del Gasoducto Perito Moreno, que achicó pero no eliminó la necesidad de importar GNL en invierno. En millones de BTU, el mayor volumen se importó en 2020, pero en valor la cuenta más salada fue la de 2022, cuando la importación de GNL insumió casi USD 2.900 millones. En 2024 y 2025 la cuenta bordeó los USD 700 millones anuales. ¿Qué es esperable para este año? A priori se habla de importar unos 20 barcos, que equivale a un volumen inferior a 10 días del consumo total promedio de Argentina. Pero algún impacto traerá el mayor costo por la guerra. El volumen de GNL que se importe, naturalmente, tendrá un precio superior al que se registró en inviernos pasados. El mayor impacto se verá en los costos de generación eléctrica y a los grandes usuarios de gas. Tettamanti fue muy clara al expresar que la prioridad de abastecimiento es para la demanda residencial y que los grandes consumidores deberán comprar GNL para asegurar su suministro en el pico de invierno. Del lado de generación, Cammesa sugirió que compraría al menos 14 barcos de GNL para generación térmica. Y para los clientes industriales y comerciales ya circulan notas de las distribuidoras indicando que cada empresa debe procurarse contratos de suministro firme (incluyendo gas importado y GNL) para cubrir el pico y que el transporte de gas local no sería suficiente para cubrir la demanda prioritaria y los grandes usuarios, dijo Bosch. Datos a tener en cuenta El experto brindó los siguientes cálculos: el año pasado en el pico de invierno se consumieron unos 132 MMm3/día. Para ese pico podrían importarse entre 20 y 25 barcos de GNL. Cada barco trae un volumen equivalente a 55 MMm , poco menos de la mitad del consumo de un día. Es decir, un total de 1.375 MMm3 que, divididos por los 150 días de invierno, da unos 9 MMm3/día promedio. De cada 130 MMm3/día de consumo invernal,5% a 7% (según el número de barcos) provendrá del GNL importado. El resto será gas local y eventualmente algo de Bolivia, dijo Bosch, y comparó los USD 4 por millón de BTU que se paga en promedio por el gas local el precio del GNL importado. Según los futuros publicados, dijo, no sería extraño ver precios del orden de USD 18 a 20 el millón de BTU. Con todo, Bosch destacó la fortaleza del sistema energético argentino hoy; si nos topábamos con esta situación pocos años atrás, el impacto hubiera sido gravísimo. En su último informe de precios de la Energía la consultora Montamat & Asociados de Daniel Montamat, exsecretario de Energía y expresidente de YPF, planteó un escenarios de importación de 28 barcos de GNL, por los que deberán oblarse entre 600 y 1200 millones de dólares, según cuál sea el precio. Pero si se logra bajar a 20 barcos, la cifra baja a 800 MMUSD incluso con precios de USD 20 el millón de BTU, planteó. Precios y dólares Según la consultora, las previsiones para el precio del gas natural en el TTF de los Países Bajos para 2026 se revisaron al alza debido a la combinación de un invierno más frío de lo esperado y la Guerra. Y describe un abanico de precios estimados muy amplio, desde USD 9 el millón de BTU de J.P.Morgan hasta USD 22,6 de Goldman Sachs. Para el segundo trimestre, en el que debe importar la Argentina, los precios rozan USD 23 el millón de BTU, por la parálisis logística en el Estrecho de Ormuz y los ataques a infraestructura en Qatar. Recién en la segunda mitad del año el escenario mejoraría, con la entrada masiva de nuevos proyectos de GNL en EEUU y una probable resolución del conflictos devolvería el precio del TTF al rango de 9.00 a 10 dólares. Por suerte, concluye, el flujo constante de exportaciones de gas que aportan unos USD 50 millones mensuales, permitirá amortiguar el mayor costo de importación de GNL para el invierno tras la disparada del precio. En cualquier caso, es bueno tener presente que las exportaciones de GNL por las que muchos se frotan las manos serán de aquí a dos años, mientras la importación por entre USD 600 a USD 1.200 millones en un escenario no del todo seguro debe ocurrir de aquí a dos o tres meses.
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