Europa se afianza como offtaker
La Unión Europea avanza hacia un esquema de cumplimiento agregado por país para los requisitos de metano que pesarán sobre sus importaciones de gas a partir de enero de 2027, una señal regulatoria que mejora la ecuación de los primeros embarques de gas natural licuado (GNL) argentino al continente.
En lugar de exigir la trazabilidad cargamento por cargamento, la Comisión Europea habilita que cada país exportador demuestre que una porción suficiente de su producción nacional cumple los estándares de medición, reporte y verificación (MRV, por sus siglas en inglés). Los ministros de Energía del bloque respaldaron en diciembre una implementación pragmática y la Comisión actualizó sus criterios en marzo.
El cambio no es menor. Un estudio de Wood Mackenzie estimó que, aplicado tal como está escrito, el Reglamento de Metano podría poner en riesgo hasta el 43% de las importaciones de gas y el 87% de las de crudo de la UE desde 2027. Por eso la flexibilización importa, aunque conviene leerla por lo que es: un proceso en curso, no una derogación firme. La industria europea sigue pidiendo diferir los artículos centrales hasta que estén listas las metodologías y los sistemas de verificación.
Qué cambia para un exportador que recién arranca
La trazabilidad por cargamento era una barrera casi prohibitiva para un exportador que recién entra al mercado. Un país sin historial de reporte difícilmente podía garantizar el origen y la intensidad de metano de cada buque.
La vía agregada abre una opción más realista: alcanza con documentar el desempeño del conjunto de la producción. Para Argentina, que apunta a sus primeros embarques de GNL desde 2027 con Southern Energy y a la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) de Argentina LNG en la segunda mitad de 2026, baja un escalón regulatorio en un momento en que crece el interés de compradores europeos tras la salida del gas ruso.
El beneficio, sin embargo, es condicional. La vía por país solo sirve si Argentina construye el reporte de intensidad de metano que hoy no tiene a escala. El gas de Vaca Muerta deberá demostrar su huella con estándares equivalentes a los europeos, lo que exige medición sistemática de venteos y quemas en la cuenca. Sin ese andamiaje, la flexibilización europea queda como una puerta abierta que nadie cruza.
La cadena de separación que define la ecuación
Detrás del relato regulatorio hay una obra física que es la que realmente habilita la exportación: la separación de líquidos.
El gas rico de Vaca Muerta necesita despojarse de sus componentes más pesados (propano, butano y gasolinas naturales) antes de licuarse o inyectarse a la red. Ese acondicionamiento es la precondición técnica del GNL y, a la vez, un negocio paralelo de alto valor. Tres proyectos definen hoy esa capacidad.
Compañía Mega, controlada por YPF (38%), Petrobras, de Brasil (34%), y Dow, de Estados Unidos (28%), inauguró el 5 de junio un nuevo tren de fraccionamiento en Bahía Blanca por u$s 260 millones, que eleva hasta 50% su producción de líquidos y le permite procesar entre 40 y 42 millones de metros cúbicos diarios de gas. Es la primera etapa de un plan de u$s 650 millones hasta 2028; la segunda, de u$s 360 millones, ya entró al Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) y suma más de 500.000 toneladas anuales de líquidos.
El salto de escala lo aporta TGS, del grupo Pampa Energía. Su proyecto de líquidos del gas natural (NGL, por sus siglas en inglés), de u$s 3.000 millones, es el mayor de procesamiento de su tipo en la historia argentina y el primer complejo de gran escala que se construye en el país en 25 años. Se estructura en dos vehículos: una planta de procesamiento en Tratayén, Neuquén (43 millones de metros cúbicos diarios, u$s 1.100 millones) y un poliducto de 577 kilómetros hasta Bahía Blanca con fraccionamiento, almacenaje y terminal marítima (u$s 1.900 millones). Pluspetrol y Chevron, de Estados Unidos, junto con YPF, ya comprometieron más del 80% de la capacidad; las exportaciones rondarían los u$s 1.200 millones anuales. YPF entra como proveedora de gas, no como accionista, con un compromiso de abastecimiento a 15 años.
El tercer eslabón es el del propio complejo exportador. YPF, junto a Eni, de Italia, y XRG, el brazo de ADNOC, de los Emiratos Árabes Unidos, definió que la planta separadora de líquidos se levantará en la costa del Golfo San Matías, cerca de Punta Colorada, en Río Negro, alimentada por un poliducto de unos 570 kilómetros desde Neuquén. Horacio Marín descartó Bahía Blanca por costo y viabilidad. Allí se ubicarán también las dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG, por sus siglas en inglés) que darán salida al gas, con una capacidad conjunta de hasta 12 millones de toneladas anuales.