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» Clarin
Fecha: 09/04/2026 06:19
La producción promedio de gas natural en el 2025 fue de 141.3 millones de m3/día, 1.66% más que en el 2024. La participación del gas no convencional (shale gas) supera el 65% de la producción total. En junio del año pasado, con la estacionalidad de alta demanda residencial de invierno, la producción de gas natural alcanzó los 161 MMm3/d. Durante el 2025 exportamos entre 8 y 10 MMm3/d de gas a la región por gasoductos existentes y la importación de GNL por barco se redujo a 22 cargamentos. Todavía no exportamos GNL, pero estamos próximos a hacerlo. El comercio mundial de GNL (gas por barco) alcanzó en el 2025 unos 1600 millones de m3/día promedio (unos 420 millones de toneladas año), con Estados Unidos como el principal exportador mundial (junto a Australia y Qatar concentran el 60% del comercio mundial), y China como el principal importador (le siguen Japón, Correa del Sur, India y Taiwán). Por el estrecho de Ormuz, hoy desbloqueado tras la tregua acordada en el conflicto en el Medio Oriente, se mueve un promedio de alrededor de 350 millones de metros cúbicos día de GNL. Por esa vía, Qatar (con un 19% de participación en el mercado), mueve su flujo de exportaciones direccionadas en su mayor parte a Asia (entre el 70-80%) y a Europa (20-30%). La característica del suministro qatarí es su altísima proporción de ventas bajo contrato de largo plazo, y, por ende, su baja exposición al mercado spot. Con la invasión de Rusia a Ucrania y el corte del suministro que los europeos recibían por gasoductos de los rusos (un 45% del gas que consumían), Europa tuvo que conseguir nuevas fuentes de abastecimiento: Estados Unidos y Qatar se convirtieron en los principales proveedores de gas por barco. Como consecuencia de la guerra en Medio Oriente y el ataque iraní a las instalaciones de licuefacción de gas del emirato, Qatar se vio obligado a interrumpir el suministro que enviaba a sus importadores invocando razones de fuerza mayor. Hay dudas respecto a la fecha en que podrá restablecer el flujo normal de exportación, que depende de la reparación de la infraestructura dañada, pero por el momento, no hay posibilidades de cumplir a pleno los compromisos contractuales. Las restricciones en el suministro de gas natural, combustible fósil más asociado a la generación eléctrica y a la industrialización petroquímica, con una logística que lo hace menos transable que otros productos petroleros, repercute en una alta volatilidad de sus precios. Cuando el conflicto con Ucrania, Europa pasó a competir en el mercado spot internacional por cargamentos de GNL, lo que elevó mucho los precios. Durante la crisis de 2022, el gas en el mercado europeo (referencia TTF) alcanzó niveles extremos, con picos cercanos a los 345 euros por MWh, equivalentes a más de 60 dólares por MMBtu en algunos momentos críticos. Desde entonces, los precios tendieron a normalizarse, aunque en niveles todavía superiores a los históricos. En 2024-2025, el GNL en Europa se movía en torno a 1015 dólares por MMBtu. La nueva crisis en Medio Oriente volvió a tensionar el mercado. Un nuevo shock de oferta. Europa, que recibe cerca del 9% de su GNL desde Qatar, enfrenta ahora una competencia más intensa por los cargamentos disponibles. Los precios volvieron a reaccionar rápidamente: en marzo de 2026 el gas europeo se ubicó en torno a 5070 euros por MWh, duplicándose en pocas semanas, aunque aún por debajo de los picos de 2022. Esto implica valores en el rango aproximado de 15 a 25 dólares por MMbtu. Seguramente cuando el conflicto tenga vías de solución y Ormuz restablezca su operatividad normal, Qatar recuperará su rol de proveedor confiable; sin embargo, en el mundo que viene, de preminencia de la geopolítica, el suministro qatarí seguirá afectado por la sombra de la inseguridad que ha vuelto a dominar el abastecimiento de Medio Oriente. Europa y Asia deberán buscar diversificar sus fuentes de provisión, y, en un clima conflictivo, sus empresas van a estar más dispuestas a contratar suministro firme que a quedar expuestas a los vaivenes de un mercado spot más volátil. Con proveedores tradicionales operando al límite de su capacidad, el nuevo escenario potencia la oportunidad para el GNL argentino. El desarrollo de Vaca Muerta ha convertido al país en uno de los reservorios de gas no convencional más importantes del mundo. Vaca Muerta alberga mucho más gas que petróleo, y el desarrollo intensivo del gas natural requiere demanda externa, es decir exportaciones regionales por ductos, e internacionales por barco. El desafío nos encuentra esta vez con proyectos en ejecución y otros por cerrar. Southern Energy (consorcio liderado por PAE) desarrolla el proyecto más avanzado en términos de ejecución y el que primero convertirá a la Argentina en exportador de GNL. Se basa en la instalación de plantas flotantes de licuefacción (FLNG) en la costa de Río Negro, y la primera unidad estará operativa en el 2027. La segunda unidad estará operativa en el 2028 y deberá contar para su abastecimiento con la inauguración del gasoducto dedicado de 36 pulgadas a Bahía Punta Colorada, ya en proceso de licitación. Ambos barcos de licuefacción auguran exportaciones por unos 27 millones de m3/d de gas natural. El otro megaproyecto estructural, Argentina LNG, liderado por YPF (y que integran el ENI, y XRG) está concebido para posicionar a la Argentina como jugador global. También se basa en la instalación de barcos licuefactores a instalarse en Río Negro con una capacidad inicial de procesar 23 MMm3/d para ir escalando a los 100 MMm3/d con 4 unidades flotantes y otro nuevo gasoducto dedicado. La decisión final de inversión se tomará este año. El cierre de contratos con compradores internacionales (offtakers) ahora es más factible. A mediados de la próxima década la Argentina puede llegar a duplicar su producción de gas, exportando unos 140 MMm3/d a la región y al mundo. Sobre la firma Newsletter Clarín
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