Energy Insights 2025
Argentina dispone de uno de los mayores recursos de shale gas del mundo, concentrado en la formación Vaca Muerta. Sin embargo, su traducción en exportaciones sostenidas de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) no sigue el modelo tradicional de grandes plantas onshore, replicado por los principales exportadores globales.
El dato interesante es que, de acuerdo con los trabajos reunidos en Energy Insights 2025, la compilación anual del Baker Institute for Public Policy (Universidad Rice), el desarrollo del LNG argentino se encamina hacia un esquema flotante (FLNG), concebido como una respuesta directa a las restricciones macroeconómicas, institucionales y financieras del país.
El análisis más exhaustivo de esta estrategia corresponde a Francisco J. Monaldi, director del Programa de Energía para América Latina del Baker Institute y especialista en economía política de los hidrocarburos. Monaldi ha trabajado extensamente sobre el vínculo entre recursos naturales, estabilidad institucional y decisiones de inversión, y es una referencia habitual para gobiernos, organismos multilaterales y empresas del sector energético.
En su contribución, Monaldi parte de una distinción fundamental entre el potencial geológico del recurso y las condiciones necesarias para su monetización. Desde el punto de vista del subsuelo, sostiene que “los recursos de shale gas técnicamente recuperables de Argentina se encuentran entre los más grandes del mundo, con bajos riesgos geológicos, particularmente en Vaca Muerta”. En otras palabras, el problema no reside en la calidad ni en la escala del recurso, sino en las condiciones bajo las cuales puede transformarse en flujos de exportación estables.
El principal obstáculo, según el autor, se encuentra en el plano institucional. En ese sentido, advierte que “los elevados riesgos ‘above-ground’ históricos —incluyendo inestabilidad macroeconómica, controles de capital, subsidios y alta incertidumbre regulatoria— han limitado la capacidad de Argentina para desarrollar proyectos de LNG a gran escala”. Estos factores inciden directamente sobre el costo de capital, el acceso al financiamiento de largo plazo y la disposición de los inversores a comprometer fondos irreversibles.
Por qué el LNG tradicional no encaja en Argentina
Los proyectos onshore de LNG se caracterizan por requerir inversiones iniciales extremadamente elevadas, con horizontes de repago que suelen extenderse entre 20 y 30 años. En ese contexto, Monaldi subraya que “los grandes proyectos terrestres de LNG implican costos hundidos muy elevados y horizontes de inversión extensos, lo que los vuelve especialmente vulnerables a cambios de política y renegociaciones contractuales”. En países con antecedentes de volatilidad macroeconómica y cambios frecuentes en las reglas de juego, este tipo de estructura resulta particularmente frágil.
Desde una perspectiva económica, estos proyectos concentran el riesgo en una etapa temprana y reducen la capacidad de ajuste ante shocks regulatorios o macroeconómicos. Una vez construida la planta, el capital queda inmovilizado, lo que altera el equilibrio de poder entre el Estado y los inversores. Este punto conecta con una línea de investigación desarrollada por Gabriel Collins, Mark P. Jones, Jim Krane, Kenneth Medlock y Francisco Monaldi, cuyos trabajos son citados en la compilación.
Collins es investigador senior del Baker Institute y especialista en mercados energéticos globales; Jones es politólogo con foco en instituciones y economía política argentina; Krane es experto en geopolítica energética; y Medlock dirige el Center for Energy Studies del Baker Institute y es una de las principales referencias en análisis de mercados de gas y LNG. En conjunto, estos autores sostienen que el desarrollo shale modifica la lógica tradicional de la inversión en recursos naturales.
Según ese trabajo, “el desarrollo del shale debilita el clásico ‘contrato obsolescente’, ya que la producción cae rápidamente si se detiene la perforación, reduciendo los incentivos de los gobiernos para modificar las reglas de manera oportunista”. Esta característica explica por qué la inversión en el upstream no convencional logró avanzar incluso en contextos de elevada incertidumbre, como ocurrió en Vaca Muerta durante distintos ciclos macroeconómicos.
No obstante, esa lógica pierde fuerza cuando se pasa del upstream a la infraestructura de exportación. Allí, los costos hundidos vuelven a dominar la ecuación y reintroducen el riesgo político como variable central. En términos financieros, esto se traduce en mayores primas de riesgo, dificultades para estructurar project finance y una dependencia creciente de garantías soberanas o esquemas contractuales complejos.
El giro hacia el LNG flotante
Frente a estas limitaciones, Monaldi identifica al LNG flotante como una alternativa mejor alineada con el perfil de riesgo argentino. Aunque reconoce que este modelo presenta mayores costos unitarios de producción, destaca que “las unidades FLNG tienen menores costos hundidos, plazos de desarrollo más cortos y la posibilidad de ser relocalizadas si las condiciones de inversión se deterioran”. Desde el punto de vista financiero, esta flexibilidad reduce la irreversibilidad de la inversión y mejora la capacidad de respuesta ante cambios en el entorno macroeconómico o regulatorio.
El autor subraya que el avance del FLNG no debe interpretarse como una solución óptima en términos de eficiencia estática, sino como una estrategia de mitigación de riesgos. En ese sentido, afirma que “el desplazamiento hacia proyectos FLNG modulares refleja un intento de alinear las ambiciones exportadoras con el perfil de riesgo de Argentina, en lugar de apostar a una única planta terrestre de gran escala”. La modularidad permite escalar la capacidad de exportación de manera gradual, limitando la exposición inicial de capital.
En este esquema, Vaca Muerta cumple un rol central como base productiva flexible. La naturaleza del shale gas permite ajustar rápidamente la actividad ante cambios en la demanda externa o en las condiciones internas, lo que facilita el abastecimiento de proyectos modulares sin comprometer el mercado doméstico. Además, esta flexibilidad reduce el riesgo de descalce entre producción, transporte y licuefacción.
De cara al largo plazo, Monaldi plantea que la inserción argentina en el mercado global de LNG será necesariamente gradual y dependiente del contexto internacional.
No obstante, el autor introduce una advertencia clave: “los proyectos de gas, y en particular los de LNG, seguirán siendo más difíciles de ejecutar que los proyectos petroleros, a menos que los riesgos políticos y regulatorios continúen reduciéndose”. En última instancia, incluso el modelo flotante depende de una trayectoria sostenida de estabilidad macroeconómica y previsibilidad institucional.
En conjunto, los trabajos del Baker Institute coinciden en que Vaca Muerta ofrece una oportunidad concreta para integrar a Argentina al mercado global de LNG, pero bajo un diseño adaptado a las restricciones del país. El LNG flotante emerge así no como una solución definitiva, sino como un instrumento intermedio, orientado a capturar valor del recurso minimizando la exposición al riesgo estructural.