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El informe Energy Insights 2025, elaborado por el Baker Institute Center for Energy Studies, vuelve a ubicar a la Argentina entre los pocos países de América Latina con potencial real para convertirse en exportador de gas natural licuado (GNL). Sin embargo, el diagnóstico es claro: el principal desafío no está en el subsuelo, sino en la superficie. En ese contexto, el estudio identifica al GNL flotante (FLNG) como la herramienta más eficaz para reducir riesgos y acelerar la inserción del gas de Vaca Muerta en los mercados globales.
El análisis forma parte del capítulo “¿Puede América Latina convertirse en un jugador relevante en los mercados globales de GNL?”, a cargo de Francisco J. Monaldi, director del Programa de Energía para América Latina del Baker Institute. Allí se describe un mercado global en fuerte expansión: en las últimas dos décadas, la producción mundial de GNL se cuadruplicó y el comercio internacional alcanzó las 406 millones de toneladas en 2024, frente a las 240 millones de toneladas de 2013.
Pese a ese crecimiento, América Latina perdió protagonismo. Su participación en las exportaciones globales de GNL cayó un 62% entre 2013 y 2024, aun cuando la región cuenta con recursos gasíferos significativos. Según el informe, América Latina posee alrededor de 285 billones de pies cúbicos de reservas de gas natural, equivalentes al 4,3% del total mundial, una proporción muy inferior a su participación del 19% en las reservas globales de petróleo.
Las reservas están, además, fuertemente concentradas en Venezuela, donde predomina el gas asociado en tierra firme. En muchos casos, ese gas se reinyecta, se quema o se ventea, limitando su aprovechamiento comercial. Aun así, países como México, Argentina y Colombia desarrollaron matrices energéticas intensivas en gas. Hoy, sin embargo, solo Trinidad y Tobago y Perú se mantienen como exportadores consolidados de GNL, mientras el resto de la región continúa dependiendo de las importaciones.
Vaca Muerta: una oportunidad geológica con desafíos estructurales
En ese escenario regional, Vaca Muerta aparece destacada como la mayor oportunidad de desarrollo de gas shale fuera de Estados Unidos. El informe subraya que los riesgos geológicos son bajos y que la productividad de los pozos se asemeja a la del shale norteamericano. El problema, advierte Monaldi, no está bajo tierra, sino en las condiciones de inversión de largo plazo que exige el negocio del GNL.
Inestabilidad macroeconómica, controles de precios, subsidios, restricciones cambiarias y un historial de cambios regulatorios constituyen, según el estudio, los principales “riesgos de superficie” que históricamente limitaron el desarrollo de proyectos de gran escala en Argentina.
Si bien algunas de esas variables comenzaron a mostrar mejoras en el último año —con la estabilización macroeconómica, la eliminación de controles cambiarios y a las exportaciones, la reducción de subsidios energéticos, la sanción del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y un mayor énfasis en la estabilidad contractual—, el informe señala que aún es prematuro determinar si estos cambios serán sostenibles en el tiempo.
El análisis recuerda que los proyectos de exportación de GNL requieren infraestructura intensiva en capital, con horizontes de recuperación de entre 20 y 30 años. Las grandes plantas de licuefacción en tierra firme, con capacidades del orden de 30 millones de toneladas anuales, implican elevados costos hundidos y presentan mayores dificultades de financiamiento en contextos de alta incertidumbre regulatoria.
El FLNG como respuesta estratégica
Es en ese punto donde el GNL flotante emerge como la alternativa más pragmática. Según el Baker Institute, las plantas de FLNG tienen menores economías de escala y costos unitarios más altos que las instalaciones onshore, pero compensan esa desventaja con beneficios clave: menores costos hundidos, plazos de desarrollo más cortos y una exposición significativamente menor a los riesgos políticos y regulatorios.
A diferencia de una planta en tierra, una unidad flotante puede relocalizarse si las condiciones de inversión se deterioran, lo que introduce una flexibilidad decisiva para proyectos de largo plazo en economías emergentes. Esa característica convierte al FLNG en una herramienta especialmente atractiva para destrabar inversiones en contextos como el argentino.
Proyectos en marcha y articulación público-privada
La estrategia ya comienza a reflejarse en proyectos concretos. Golar LNG avanza con la unidad Hilli Episeyo, con una capacidad de 2,45 millones de toneladas anuales y puesta en marcha estimada para 2027. A este desarrollo se suma el proyecto MKII, de 3,5 millones de toneladas anuales, con una decisión final de inversión prevista para 2026. Ambos forman parte del consorcio Southern Energy (SESA), integrado por Pan American Energy, Pampa Energía, Harbour Energy, YPF y otros socios.
En paralelo, YPF impulsa Argentina FLNG 1, una iniciativa de 10 millones de toneladas anuales que contempla la construcción de unos 580 kilómetros de gasoductos dedicados y apunta a una FID en 2027. También figura Argentina LNG 2, un proyecto conjunto entre YPF y ENI, con una capacidad estimada de 12 millones de toneladas anuales y aún en etapa preliminar, al que recientemente se sumó ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi.
Más allá del debate energético, el informe del Baker Institute pone en evidencia la dimensión logística y portuaria del desafío. La exportación de GNL desde Vaca Muerta no solo depende del desarrollo del upstream, sino de la capacidad de articular infraestructura de transporte, soluciones marítimas y acceso competitivo a los mercados internacionales.
En esa convergencia entre energía, puertos y comercio exterior, el FLNG aparece no solo como una solución técnica, sino como una pieza clave para reposicionar a la Argentina —y eventualmente a América Latina— en el mapa global del gas natural licuado.
