El mercado global de GNL tardó horas en reescribir sus parámetros.
Cuando QatarEnergy declaró un parate de fuerza mayor el lunes 2 de marzo —suspendiendo las entregas desde Ras Laffan, el mayor complejo de licuefacción del mundo— el TTF europeo se duplicó en 48 horas, pasando de €30-34 por megavatio-hora en febrero a más de €60. Goldman Sachs estimó que, si la disrupción se extiende un mes, el benchmark continental podría subir hasta 130% desde sus niveles previos al conflicto.
Es el mayor shock de oferta de GNL desde la invasión rusa de Ucrania en 2022. Y en ese escenario, Argentina tiene la respuesta correcta pero todavía no tiene el barco.
Qatar fuera de juego
La salida de QatarEnergy no es un episodio menor. El país concentra cerca del 20% de la oferta global de GNL y, a diferencia de Arabia Saudita con el petróleo, no dispone de ninguna ruta alternativa al Estrecho de Hormuz para evacuar su producción.
Cuando Irán avanzó sobre ese corredor —por donde transita una quinta parte del gas licuado mundial— y los drones atacaron las plantas de Ras Laffan y Mesaieed, la disrupción dejó de ser solo de precio: se convirtió en disrupción física del suministro.
Datos satelitales citados por analistas del mercado indicaban que más de 200 barcos aguardaban entrada al estrecho el lunes a la mañana. La fuerza mayor declarada por QatarEnergy fue la primera en su historia.
En ese marco, los exportadores estadounidenses de GNL lo capitalizaron de inmediato. Cheniere Energy y Venture Global vieron sus acciones subir entre 5,6% y 20% en dos jornadas.
El analista Seb Kennedy, de Energy Flux, estimó que los productores de EEUU podrían acumular hasta u$s 4.000 millones en ganancias extraordinarias si la disrupción se extiende un mes en el escenario base, y hasta u$s 20.000 millones si Qatar permanece fuera del mercado hasta el verano boreal. La diferencia entre ambas cifras es la diferencia entre un susto y una reconfiguración del mercado energético global.
Lo que Argentina tiene y lo que todavía no
El conflicto llegó en un momento inusualmente preciso para Argentina. El martes 4 de marzo, mientras el TTF escalaba a máximos de tres años, el consorcio Southern Energy firmaba en Berlín su primer contrato de exportación de GNL de largo plazo: 2 millones de toneladas anuales durante ocho años con SEFE, la empresa energética estatal alemana.
El consorcio está integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. El valor proyectado del acuerdo supera los u$s 7.000 millones, calculado sobre precios anteriores al conflicto. Con el TTF al doble, ese número ya luce conservador.
El problema —y la oportunidad a la vez— es que las primeras entregas están previstas para fines de 2027, cuando el Hilli Episeyo, el primer buque de licuefacción flotante (FLNG) del proyecto, llegue al Golfo San Matías. Hasta entonces, la cuenca neuquina tiene el gas pero no la infraestructura de licuefacción y exportación.
En ese sentido, Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy, fue preciso en declaraciones a Shale24: cada 10 dólares de aumento en el Brent equivalen a u$s 1.300 millones adicionales en exportaciones argentinas sobre base anual. Con el crudo Brent subiendo desde u$s 61 en enero hasta u$s 82 esta semana, el impacto proyectado se acerca a u$s 2.700 millones extra sobre lo previsto para el año.
Pero el beneficio es estrictamente de precio, no de volumen. El mismo barril exportado ya comprometido vale más; no hay un barril adicional en juego.
El techo que el rally no mueve
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, fue explícito en declaraciones a Shale24: hasta 2027, Argentina no tiene capacidad física de aumentar sus exportaciones de hidrocarburos de manera significativa. El cuello de botella es el sistema de evacuación.
El oleoducto VMOS alcanzará 180.000 barriles diarios cuando entre en operación en julio de 2026, y recién llegará a 550.000 barriles diarios en 2027. Hasta entonces, Vaca Muerta produce más de lo que puede transportar hacia exportación. Una ventana de precios altos beneficia las exportaciones ya comprometidas, pero no habilita un salto de escala.
A su vez, Mauricio Roitman, de la comercializadora Energeia y ex presidente del directorio del ENARGAS, señaló a Shale24 que para escalar entre 12 y 18 millones de toneladas anuales de GNL la Argentina necesitará, además de los proyectos de Southern Energy y Argentina LNG, contratos de offtake de 10 a 15 años con compradores de primera línea de Europa o Asia.
El financiamiento internacional —vía bancos multilaterales o estructuras non-recourse— será la llave maestra. Y ahí aparece la otra cara del shock.
La paradoja del financiamiento
Sin embargo, el mismo conflicto que empuja el precio del barril hacia arriba genera lo contrario en los mercados de capitales. La incertidumbre geopolítica mueve los flujos hacia activos refugio y sale de los mercados emergentes.
El riesgo país argentino, que había llegado a 484 puntos básicos a fines de enero, escaló a 587 puntos en los días posteriores al inicio del conflicto. Las empresas energéticas que buscan financiar gasoductos, plantas de procesamiento o proyectos de GNL pagan hoy una prima de riesgo mayor por cada dólar que toman prestado.
La paradoja es precisa, como señaló Dreizzen a Shale24: el mismo conflicto que mejora el precio del barril exportado hoy encarece el crédito para construir la infraestructura que permitiría exportar más barriles mañana.
El shale argentino observa el rally energético desde una posición de relativa inmovilidad volumétrica —una paradoja que la industria viene advirtiendo desde hace meses y que el conflicto vuelve a poner sobre la mesa con toda su crudeza.
La variable que lo define todo
En paralelo, el desenlace depende de la duración del conflicto. Un episodio acotado implicaría volatilidad transitoria: el Brent retrocedería cuando los fundamentos de sobreoferta global —estimados entre 2 y 3 millones de barriles diarios— volvieran a pesar, y el riesgo país argentino recuperaría terreno.
Una escalada prolongada, en cambio, tiene otras implicancias: precios energéticos sostenidos, presión inflacionaria doméstica, primas de riesgo más altas y flujos de capital más cautelosos.
Para los proyectos de GNL argentinos, no obstante, el escenario de precios altos sostenidos tiene una lectura diferente. Dreizzen lo señaló a Shale24: en una visión de largo plazo, la suba de precios globales del gas puede reforzar la viabilidad económica de los proyectos de licuefacción que el país proyecta para convertir a Vaca Muerta en un actor relevante del mercado mundial de GNL.
El contrato con Alemania, firmado el mismo día en que el TTF marcaba máximos de tres años, lo confirma mejor que cualquier proyección. Lo que Estados Unidos cosecha hoy en ganancias extraordinarias, Argentina lo mira desde el umbral. El Hilli Episeyo llega en 2027.