Por Lola Loustalot - El proceso para asegurar la importación de gas natural licuado (GNL) durante el invierno de 2026 en la Argentina experimentó un giro inesperado: ante la paridad en las ofertas de Naturgy y Trafigura, y en medio de una coyuntura internacional marcada por precios elevados y menor disponibilidad, será finalmente el Estado, a través de Enarsa, quien asumirá la responsabilidad de compra y logística de este recurso esencial.Fuentes oficiales señalaron a Infobae que la decisión obedece “a la suba y volatilidad del precio internacional, agravada por el conflicto en Medio Oriente: no es momento de convalidar condiciones que puedan sumar costos al sistema justo cuando Argentina está bajando el uso de GNL”. “La estrategia no cambia: seguimos convencidos de privatizar esta operatoria y avanzar hacia un esquema competitivo, transparente y con señales de precio para que se conozca el costo real de la energía”, agregaron.El objetivo inicial era que el sector privado se hiciera cargo de todo el proceso: desde la coordinación de los buques y la gestión de inventarios, hasta la operación de la terminal y la asunción de los riesgos comerciales, es decir, cualquier variación en los costos o en la demanda. Para esto, se preveían contratos anuales y la licitación debía adjudicarse a la empresa que ofreciera el menor costo total, sumando tanto el precio internacional del GNL como los gastos logísticos asociados. Tiempos y costos habría demorado el esquema, que se espera se implemente en 2027.Según estimaciones de la industria, este año se deberían importar entre 20 y 24 buques de GNL. A pesar del superávit energético récord que viene mostró la Argentina en el primer trimestre —con un saldo positivo de USD 2.405 millones— el país todavía necesita importar GNL durante los meses de invierno. La razón no es falta de recursos, sino una combinación de factores estructurales. Por un lado, la demanda de gas se dispara de forma estacional con las bajas temperaturas, especialmente en el consumo residencial. Por otro, la infraestructura de transporte y almacenamiento no alcanza para trasladar todo el gas desde las cuencas productoras hacia los centros de consumo. En ese contexto, el GNL funciona como un seguro para cubrir esos faltantes puntuales y garantizar el abastecimiento del sistema. Sin embargo, la mayor parte del gas importado será destinado a la industria.

Cabe destacar que hasta el año pasado, el Estado importaba GNL a precios internacionales—entre USD 15 y USD 17 por millón de BTU—y lo revendía en el mercado local subsidiando hasta cerca de USD 2,7 por millón de BTU. El Gobierno quería eliminar esta intervención pública.La licitación inició en febrero y llegó a su instancia final con dos propuestas. Una, de la firma española Naturgy y la otra, del gigante petrolero Trafigura que en la Argentina comercializa la marca de combustibles Puma. Ya por esos momentos, referentes de la industria energética alertaban sobre la necesidad de acelerar los plazos, ya que, históricamente, el Estado concretaba la compra de los buques de GNL para el invierno durante los primeros meses del año.Sin embargo, la ronda siguió hasta la semana pasada. La diferencia entre las propuestas económicas de las empresas en la última ronda de la licitación fue inferior al 1%, un margen particularmente estrecho. Naturgy ofertó USD 4,50 por millón de BTU, mientras que Trafigura presentó USD 4,57. Esta paridad se produce en un contexto donde, según precisó la Secretaría de Energía, el precio spot internacional del GNL trepó hasta USD 22 por millón de BTU, más del doble del valor observado en febrero, tras la escalada del conflicto armado que involucra a Estados Unidos, Israel e Irán.Juan José Carbajales, economista especializado en energía, calculó, en diálogo con Infobae, que la compra de GNL para cubrir el invierno de 2026 podría alcanzar USD 1.400 millones, una cifra que duplica la estimada para el año anterior. El incremento en el costo, explicó Carbajales, obedece principalmente a la disparada global de los precios de la energía producto de la crisis en Medio Oriente, que no solo elevó los valores sino que complicó la disponibilidad de cargas y buques en el circuito internacional.De esta manera, la incertidumbre sobre la adjudicación y los valores ajustados también reflejan el nuevo esquema de consulta que implementó la Secretaría de Energía este año. Por primera vez, la administración consultó directamente a las distribuidoras, omitiendo la habitual intervención de Enarsa, las transportistas y el Enargas. El cambio obedeció a la urgencia de definir el volumen de importación ante el impacto de las fluctuaciones internacionales y de la menor oferta vinculada al conflicto bélico, tal como detalló Carbajales.En la licitación vigente, la diferencia de precios entre los oferentes había generado una situación inusual: en la primera ronda, Trafigura había presentado una oferta de USD 4,91 por millón de BTU, apenas USD 0,04 por debajo de los USD 4,95 propuestos por Naturgy.

Esta diferencia mínima activó el mecanismo de desempate contemplado en el pliego, lo que derivó en una nueva reducción de los precios en la última ronda. Pero el contexto internacional alteró los supuestos iniciales: la volatilidad de los costos y la incertidumbre global hicieron que la definición quedara en manos de la Secretaría de Energía, que postergó la adjudicación definitiva y anunció una nueva revisión de “costos y condiciones”.Frente a este escenario, Enarsa, la empresa estatal con casi dos décadas de experiencia en el proceso, retomó un papel protagónico. Según adelantó el medio especializado Econojournal, Enarsa ya inició gestiones para asegurar la llegada de los dos primeros buques en mayo, anticipándose a la baja de temperaturas propia del inicio del invierno. Infobae.

A horas de haberse firmado el acuerdo entre YPF, la italiana ENI y la gigante árabe XRG para avanzar con el megaproyecto Argentina GNL, el presidente y CEO de la petrolera nacional, Horacio Marín, explicó el alcance de la inversión y el impacto que tendrá la iniciativa en la generación de empleo y el desarrollo de infraestructura energética. El plan contempla la movilización de veinte mil millones de dólares en infraestructura y otros diez mil millones en pozos petroleros, junto a la creación de hasta cincuenta mil puestos de trabajo en la etapa de máxima expansión.“Es un acuerdo vinculante entre las tres partes para lograr el financiamiento a fin de año y empezar las obras, que son gigantes. Serían 20 mil millones de dólares en infraestructura y otros 10 mil millones de dólares en pozos”, dijo Marín en conversación con Eduardo Feinmann en Radio Mitre.La firma del acuerdo de desarrollo conjunto (Joint Development Agreement, JDA) consolidó el compromiso para llevar adelante el proyecto Argentina LNG, enfocado en la producción y exportación de gas natural licuado. La alianza impulsa la construcción de dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) con una capacidad total de doce millones de toneladas anuales.Marín detalló que el acuerdo ya es vinculante y que las empresas avanzan en la movilización de capital para alcanzar la decisión final de inversión (FID) y el cierre del financiamiento. El ejecutivo sostuvo que “toda la plata que hay que invertir durante este año para lograr el financiamiento final y empezar las obras que van a ser gigantes” y remarcó el interés de bancos internacionales en participar. De hecho, mencionó a JP Morgan como uno de los actores que ya inició gestiones.La inversión estimada para la infraestructura asciende a USD 20.000 millones, mientras que los pozos petroleros requerirán otros USD 10.000 millones. En este marco, la estrategia financiera ocupa un lugar central en la agenda del consorcio. El acuerdo con los bancos internacionales y la estructura de financiamiento resultarán determinantes para impulsar el megaproyecto, con la expectativa de alcanzar la decisión final de inversión durante la segunda mitad de 2026, según comunicó la empresa. El monto del financiamiento podría ubicarse entre USD 15.000 y USD 17.000 millones, según precisó el CEO de YPF.“Cuando firmemos la Decisión Final de Inversión y consigamos el financiamiento, y estoy convencido que lo vamos a lograr, van a empezar las obras que son inmensas”, dijo el presidente y CEO de YPF.Uno de los hitos técnicos más destacados del proyecto es la construcción de un gasoducto de cuarenta y ocho pulgadas de diámetro, el más grande de la historia argentina, que transportará gas desde Vaca Muerta hasta un nuevo puerto en Río Negro. Allí se instalará un polo exportador de energía, que se sumará a los centros logísticos de Bahía Blanca y al puerto de exportaciones frutícolas de la misma provincia.La infraestructura prevista abarca, además del gasoducto, oleoductos, poliductos, plantas de separación para el tratamiento de LPG (gas licuado de petróleo) y unidades de fraccionamiento de etano. “Vamos a tener etano fraccionado para exportarlo, y espero que haya inversiones para hacer más petroquímica en Argentina”, indicó Marín.

El proyecto incluye la instalación de plantas flotantes de licuefacción frente a la costa de Río Negro, a cinco kilómetros de tierra firme. Allí operarán barcos de cuatrocientos metros de largo y ochenta metros de ancho, sin motor propio, que funcionarán como “superheladeras” para transformar el gas en líquido a ?160 °C. Este método permite una mayor eficiencia y rapidez frente a las plantas en tierra. “Estos proyectos de tanta inversión, atrasarse un año o dos es letal. Se pierde muchísimo valor para los accionistas y para la Argentina”, subrayó el titular de YPF.Las exportaciones comenzarán a partir de cuatro años después de la firma de la decisión final de inversión. La carga de gas licuado se realizará a través de buques metaneros, que distribuirán la producción principalmente a mercados de Europa y Asia.El impacto en la generación de empleo es uno de los pilares del proyecto. Marín estimó que la primera fase creará alrededor de 40.000 puestos de trabajo, con posibilidad de ampliarse a 50.000 empleos, si el consorcio expande la capacidad instalada a dieciocho millones de toneladas anuales.“Nosotros consideramos que todas las obras generaran 40 mil puestos de trabajos”, dijo Marín. “Estamos trabajando con otros posibles socios para expandir el proyecto a 6 millones de toneladas para hacerlo mucho más rápido. Si se logra, son 50.000 puestos de trabajo”, agregó.El cronograma de ejecución prevé la licitación de obras antes de fin de año, una vez completada la ingeniería básica (Front-End Engineering Design, FEED) y la estructuración técnica y comercial del proyecto. Cada aspecto del desarrollo, desde la producción y procesamiento hasta el transporte y exportación, se encuentra integrado en el plan de trabajo conjunto.El proyecto apunta a transformar el potencial energético de Vaca Muerta en divisas y empleo, diversificando la matriz exportadora argentina. Con esta iniciativa, la empresa estatal busca consolidarse como operadora shale de clase mundial y gran exportadora de hidrocarburos hacia 2031, combinando producción nacional con tecnología de licuefacción de última generación.El potencial exportador se refleja en las proyecciones de USD 10.000 millones anuales por ventas externas de gas y líquidos durante veinte años, proyectó Marín.

Con la licitación, el Gobierno busca desligarse de la operatoria seleccionando a un comercializador que se ocupe de importar GNL y distribuir en el mercado interno el gas resultante de su regasificación, utilizando la capacidad disponible de la terminal de Escobar y con punto de entrega en Los Cardales.Al respecto, desde el Ejecutivo remarcaron que “el nuevo esquema contempla un único operador que reemplazará al Estado y brindará mayor previsibilidad y eficiencia en el servicio”, según pudo saber la Agencia Noticias Argentinas.

La medida, que fue instrumentada este lunes a través de la Resolución 33/2026 del Boletín Oficial, establece el marco y los lineamientos técnicos y comerciales que deberán incorporarse a los pliegos, “con el objetivo de que la provisión se resuelva mediante competencia, con reglas claras y trazabilidad”.

La licitación prevé una etapa de precalificación para evaluar antecedentes y solvencia, y la adjudicación se definirá por el menor adicional en USD/MMBTU sobre el marcador TTF, que será ofertado por las empresas participantes y que deberá cubrir los costos logísticos y operativos asociados a la operatoria.

El esquema contempla la selección de un único operador para coordinar integralmente la programación de buques, la gestión de inventarios y la utilización de la unidad flotante de regasificación, evitando superposiciones y conflictos operativos en una infraestructura que requiere administración unificada para operar con eficiencia y previsibilidad.De acuerdo con los lineamientos aprobados, el adjudicatario deberá celebrar un contrato de servicios y acceso de uso con el titular o cesionario de la capacidad de la terminal.

La asignación total de capacidad estará prevista para el período invernal del 1 de abril al 30 de septiembre de 2026, mientras que el contrato tendrá una duración de un año desde su firma, permitiendo además acuerdos para optimizar capacidad disponible fuera de ese período.

La resolución fija un cronograma de referencia para concluir el proceso en un plazo aproximado de 40 días desde su publicación y establece los parámetros generales para la implementación, dejando la convocatoria y ejecución operativa de la licitación en cabeza de ENARSA conforme a las instrucciones y bases que apruebe la autoridad de aplicación.

Con este paso, el Gobierno resaltó que se “avanza en un esquema donde la importación y comercialización de GNL se instrumenta con mecanismos competitivos, fortaleciendo la transparencia y la previsibilidad de la operatoria en los meses de mayor demanda”. 

El Gobierno nacional oficializó este martes la prórroga de la emergencia del Sector Energético Nacional hasta el 31 de diciembre de 2027, enfocada específicamente en los segmentos de transporte y distribución de gas natural. La medida, dispuesta mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia 49/2026, busca garantizar el abastecimiento durante los próximos dos inviernos ante la falta de infraestructura suficiente para transportar el gas de Vaca Muerta a los centros de consumo.Según supo la Agencia Noticias Argentinas, el decreto firmado por el presidente Javier Milei y todo su gabinete reconoce que las obras de ampliación de gasoductos “recién entrarían en operación en el período invernal del año 2027”, lo que obliga al país a seguir dependiendo de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir los picos de demanda residencial y la generación eléctrica.La normativa introduce un cambio drástico en la operatoria de comercio exterior: el Estado busca retirarse como importador directo a través de ENARSA y ceder ese rol al sector privado.El Gobierno instruyó a la Secretaría de Energía a realizar un concurso competitivo para seleccionar a un comercializador privado que se encargue de importar el GNL y regasificarlo utilizando la terminal de Escobar (la única operativa actualmente). El Ejecutivo argumentó que la intervención estatal previa “ha sido incapaz de dar una solución eficiente y ha implicado erogaciones de mucha envergadura”.Sin embargo, ante la existencia de una única terminal de ingreso (monopolio natural), el DNU establece un “precio máximo” para la venta de ese gas en el mercado interno durante los inviernos de 2026 y 2027. Este tope se calculará en base a un marcador internacional más los costos logísticos, para evitar abusos de posición dominante por parte del futuro operador privado.Cuello de botella: existe una falta de capacidad de transporte para llevar el gas desde la Cuenca Neuquina (Vaca Muerta) hacia Buenos Aires y el Litoral.Dependencia del GNL: sin la importación de barcos metaneros, “la demanda necesaria para abastecer a los usuarios residenciales y garantizar el funcionamiento de las centrales térmicas quedaría insatisfecha en los días más fríos”.Plan B: si fracasa la licitación para que un privado se haga cargo de la importación, ENARSA deberá asumir nuevamente la responsabilidad de garantizar el suministro.

El pool Southerm Energy lo integran Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. La firma compradora es la estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE).El plazo del contrato es de ocho años y contempla la venta de 2 millones de toneladas anuales a partir de fines de 2027, a partir de que entrará en operación el buque licuefactor “Hilli Episeyo”, amarrado en en el Golfo San Matías, en Río Negro.La firma del convenio estuvo a cargo de Rodolfo Freyre, CEO de Southern Energy, y Frédéric Barnaud, CEO de SEFE, según supo la Agencia Noticias Argentinas.Se estima que las exportaciones totales podrían alcanzar los US$ 7.000 millones durante la duración del contrato. El consorcio nacional fue conformando puntualmente para la explotación del GNL de Vaca Muerta.“El acuerdo firmado con SEFE constituirá la primera venta a gran escala de LNG desde Argentina y representa un hito para el desarrollo futuro de las reservas de gas natural de Vaca Muerta. Estamos orgullosos en dar este primer paso en el mercado mundial de GNL con un jugador de reconocimiento internacional como SEFE”, destacó Freyre.Por su parte, Barnaud expresó: “El primer acuerdo de GNL de SEFE con un proveedor sudamericano no sólo contribuye a la diversificación geográfica de nuestra cartera, sino que también fortalece la seguridad energética de Europa”.“Nos complace acompañar a Argentina en su camino para convertirse en un exportador mundial de GNL. Esto también le brinda a SEFE una valiosa oportunidad para continuar su colaboración con el equipo del Hilli Episeyo mientras se traslada de Camerún hacia Argentina”, indicó.También participaron de la firma del acuerdo Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente Ejecutivo de Gas y Energía de YPF; Horacio Turri, vicepresidente Ejecutivo y Director Ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía; Martin Rueda, director General de Harbour Energy en Argentina; y Federico Petersen, Chief Commercial Officer de Golar LNG.

Ambos producirán 6 millones de toneladas anuales de gas. Las exportaciones totales podrían alcanzar los USD 20.000 millones entre 2027 y 2035.Southern Energy (SESA), integrada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, confirmó hoy la decisión final de inversión para la incorporación del segundo barco de licuefacción, denominado “MK II”, en la provincia de Río Negro. Este movimiento se suma al ya anunciado buque “Hilli Episeyo”, consolidando una inversión total que superará los USD 15.000 millones durante los 20 años de operación de ambas plantas flotantes.Este avance marca un hito en el desarrollo del proyecto destinado a producir gas natural licuado (GNL) en la Argentina utilizando caudales provenientes de Vaca Muerta, con el objetivo de posicionar al país como proveedor mundial de este combustible. El consorcio informó que “SESA generará exportaciones totales que podrían alcanzar los USD 20.000 millones entre 2027 y 2035 y creará 1.900 puestos de trabajo directos e indirectos durante la etapa de construcción”.La compañía firmó la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) para el segundo buque flotante de licuefacción (FLNG), que operará junto al Hilli Episeyo. Ambos buques tendrán una capacidad conjunta de producción de seis millones de toneladas anuales de GNL, lo que equivale a casi 27 millones de metros cúbicos diarios de gas natural destinados a exportación. “Los dos barcos de licuefacción serán operados por SESA, permitiendo generar sinergias en el desarrollo y operación del proyecto”, destacó la empresa en un comunicado.El esquema de inversión se distribuye en dos etapas: la primera (2024-2031) prevé desembolsos superiores a USD 3.200 millones, y la segunda (2032-2035) casi USD 2.800 millones. Así, la inversión total estimada para ambas fases ronda los USD 6.000 millones. “Durante los 20 años de vida útil del proyecto, la inversión total superará los USD 15.000 millones en toda la cadena de valor, habilitando nuevas inversiones en Vaca Muerta y mayor actividad en el upstream”, señalaron los socios.Las características del plan permiten un rápido acceso al mercado mundial de GNL: la primera planta flotante de licuefacción comenzará a operar en el último cuatrimestre de 2027 y el segundo buque se incorporará a fines de 2028. Aunque el valor de las exportaciones dependerá de la evolución de los precios internacionales del GNL, se estima superar los USD 20.000 millones entre el inicio de las operaciones y 2035, constituyendo una fuente genuina de divisas para la Argentina.

Detalles sobre los buques de licuefacciónTanto el “Hilli Episeyo” como el “MK II” son propiedad de Golar LNG, empresa noruega dedicada al diseño, reconversión, propiedad y operación de infraestructura marítima para convertir gas natural en GNL. El Hilli Episeyo posee una capacidad de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Con una longitud cercana a los 300 metros, el buque fue construido en 1975 y modificado para procesar gas en 2017. Actualmente opera en Camerún y se prevé su llegada a Río Negro en 2027.El MK II, habilitado inicialmente en 2004 como buque metanero, se encuentra adaptándose en un astillero de China, con llegada estimada a la Argentina en 2028. Este barco, de casi 400 metros de eslora, tendrá una capacidad de 3,5 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a casi 16 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.El proyecto contempla que ambas terminales flotantes puedan operar todo el año a partir de 2028, lo que requerirá infraestructura de transporte adecuada. Las empresas evalúan la construcción de un gasoducto de 48 pulgadas, con capacidad para transportar hasta 50 millones de metros cúbicos diarios, que sería el mayor de la región, tal como anticipó Infobae.Con la aprobación de la FID para el segundo buque, Southern Energy, cuya composición accionaria es de Pan American Energy (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%), completa la primera fase del plan “Argentina LNG”, orientado a posicionar al país como exportador de GNL en sucesivas etapas.En las siguientes fases, denominadas “Argentina LNG 2” (YPF-Shell) y “Argentina LNG 3” (YPF-ENI), el proyecto prevé la incorporación de socios estratégicos internacionales, consolidando el perfil exportador de la Argentina en el mercado global de gas natural licuado. (Infobae)

El presidente Javier Milei, junto a su par italiana Giorgia Meloni, supervisaron hoy la firma del acuerdo entre las compañías energéticas YPF y ENI para el desarrollo conjunto de una de las fases del proyecto “Argentina LNG”.  El acuerdo prevé exportaciones por más de 100 mil millones de dólares para la Argentina, durante 20 años.Este nuevo paso en la relación estratégica entre ambas compañías implica la asociación conjunta en toda la cadena de valor del GNL, desde la producción del gas de Vaca Muerta (Upstream), el transporte y licuefacción hasta su posterior exportación mediante la tecnología de “floating LNG”.La iniciativa implica la instalación de dos unidades flotantes con capacidad de 6 MTPA cada una (Millones de toneladas por año). Se prevé que el primer barco comenzará a estar operativo en el año 2029. En los próximos meses se conocerán nuevas compañías de renombre internacional que se sumarán al proyecto.El Gobierno indicó que este proyecto es estratégico para el país dado que, en el contexto mundial actual, el GNL se posiciona como una fuente vital de suministro energético confiable. 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 más 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. NA. 

El acuerdo se concretó luego de conocerse la decisión de no construir la planta de licuefacción que estaba proyectada en la localidad de Sierra Grande en la provincia de Río Negro.El buque denominado “MKII”, se suma al “Hilli Episeyo”, el primer barco acordado entre las partes, y que en conjunto tendrán una capacidad de producción de 6 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a 27 millones de metros cúbicos día de gas natural.La compañía prevé que las dos terminales flotantes de licuefacción puedan operar todo el año para lo cual se requerirá la construcción de un gasoducto dedicado entre Vaca Muerta y el Golfo San Matías.Con la firma de este acuerdo, Southern Energy, propiedad de Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, cumple con la primera fase del “Argentina LNG”.Las exportaciones de GNL comenzarán en 2027 con el inicio de la operación del “Hilli Episeyo”. “El buque ‘MKII’, propiedad de Golar LNG, actualmente se encuentra en construcción en un astillero en China y se estima que llegará a nuestro país en 2028, previéndose el inicio de la operación comercial hacia finales de dicho año”, precisó el comunicado.El barco tendrá una capacidad de producción de 3,5 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a casi 16 millones de metros cúbicos día de gas natural.A partir del acuerdo firmado, los socios de Southern Energy tendrán la siguiente participación accionaria: PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%), precisó el parte oficial. NA.