Argentina se posiciona con Vaca Muerta
Hay un slide en la presentación que Argentina LNG lleva a los bancos internacionales que hoy tiene más peso que cualquier proyección de precio.
Muestra un mapa con líneas de puntos que salen de la costa atlántica argentina hacia seis destinos: Brasil, la Península Ibérica, el noroeste de Europa, India, China y Japón.
Al lado de cada destino, un número: los días de navegación ida y vuelta desde el Golfo San Matías, en Río Negro, donde estarán amarradas las FLNG (del inglés Floating Liquefied Natural Gas) del proyecto: 36 días a Europa y 44 a Asia; sin pasar por el Estrecho de Ormuz; sin esperar turno en el Canal de Panamá; sin guerra en el camino.
El slide no es nuevo. Forma parte del material de project finance que el consorcio viene refinando desde que el acuerdo de desarrollo conjunto (JDA, del inglés Joint Development Agreement, acuerdo de desarrollo conjunto) entre YPF, ENI y XRG (el brazo internacional de inversiones de ADNOC) quedó formalizado en febrero de este año.
El slide que cambió de contexto
El 2 de marzo, el Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica (IRGC, del inglés Islamic Revolutionary Guard Corps) confirmó oficialmente el cierre del Estrecho de Ormuz, por donde transita el 21% del comercio mundial de gas natural licuado (GNL).
Ese mismo día, instalaciones de QatarEnergy en Ras Laffan fueron alcanzadas por ataques aéreos. La estatal qatarí -la mayor exportadora mundial de GNL, con cerca del 19% del mercado global- declaró fuerza mayor y detuvo la producción. Los precios del índice de referencia asiático de GNL (JKM, del inglés Japan Korea Marker) treparon a mediados de los u$s 20 por millón de BTU en cuestión de días, desde los altos u$s 10 de la semana anterior.
La referencia europea de gas (TTF, del inglés Title Transfer Facility) tocó un pico de u$s 18,5 por millón de BTU el 3 de marzo —valores no vistos desde la crisis energética de 2022— antes de ceder parcialmente hacia u$s 16,9 la semana del 9 de marzo.
El golpe sobre los fletes fue más inmediato todavía. Según el reporte semanal del corredor Fearnleys, las tasas spot de fletamento diario para buques metaneros de 174.000 m³ pasaron de u$s 42.000 el 25 de febrero a u$s 300.000 a principios de marzo, una suba de más del 600% en menos de dos semanas. El mercado estaba pagando por la certeza de que ese barco llegara.
El mapa argentino y los números por destino
Los datos del slide, elaborados por Argentina LNG en base a información de S&P Global y Kpler, muestran los tiempos de navegación de ida y vuelta desde el Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro, hacia cada mercado relevante. Brasil, el más cercano, queda a apenas 10 días. La Península Ibérica, a 33; el noroeste de Europa, a 34. India, a 44. China y Japón, a 54 días cada uno.
La columna que el slide no incluye, pero que el contexto completa, es la de los competidores. En condiciones normales -con el Canal de Suez operativo y Ormuz abierto- Qatar llegaba a Rotterdam en 17 días por la ruta directa, o en 29 días rodeando África vía el Cabo de Buena Esperanza. Hoy, con Suez comprometido y Ormuz cerrado al tráfico comercial, la ruta qatarí hacia Europa exige rodear el continente africano: el viaje de ida y vuelta se estima en torno a los 58 días. Argentina lo hace en 34, sin desvíos ni zonas de riesgo.
Hacia Asia, el contraste es distinto. En circunstancias normales, Qatar tenía una ventaja geográfica real: llegaba a los principales puertos asiáticos en unos 13 días. Argentina necesita 54. Pero esa ventaja dejó de existir en la práctica cuando Ormuz cerró. El mercado asiático -que depende del corredor persa para entre el 80% y el 89% de sus importaciones de GNL por vía marítima- busca alternativas desde cualquier latitud.
Lo que hoy vale en el mercado
En Vaca Muerta lo procesan así: el gas que la formación puede producir en escala tiene una ruta de salida que no depende de ningún punto de estrangulamiento geopolítico. Sale por el Atlántico Sur. No hay ningún estrecho, ningún canal, ningún Estado en conflicto entre la terminal en Río Negro y los puertos de descarga en Europa o Brasil. En un mercado donde la prima de riesgo geopolítico está activa en cada flete, esa condición tiene valor directo.
El argumento se refuerza con la memoria reciente. Europa viene desde 2022 construyendo una arquitectura de diversificación de suministro de gas que reduce la dependencia de una sola fuente o una sola ruta. La crisis de Ormuz reactivó esa lógica con más urgencia.
La alemana Securing Energy for Europe (SEFE) ya lo había anticipado: el contrato que cerró con el consorcio Southern Energy (Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG) por 2 millones de toneladas anuales (MTPA, del inglés Million Tonnes Per Annum, millones de toneladas anuales) durante ocho años a partir de fines de 2027 fue firmado en el marco de esa misma lógica, en Berlín, días después del estallido del conflicto.
Geografía como garantía
En el proceso de project finance, la seguridad logística no es un atributo secundario. Forma parte del análisis de riesgo que, en última instancia, determina el costo del capital. Un proyecto que exporta desde una zona de conflicto, o que depende de rutas con historial de interrupción, necesita compensar ese riesgo con tasas, seguros o estructuras contractuales más costosas.
Argentina LNG, liderado por YPF junto a ENI y XRG, apunta a la Decisión Final de Inversión (FID, del inglés Final Investment Decision) en la segunda mitad de este año. JP Morgan estructura la ronda de financiamiento, con consultas a más de 200 entidades financieras a nivel global. Según declaró el CEO de YPF, Horacio Marín, en el foro IEFA Latam 2026, 47 entidades ya mostraron interés, que alcanzaría un volumen equivalente a 2,4 veces el monto necesario.
En ese marco, el slide de rutas es parte del argumento de crédito: el proyecto exporta desde una región sin conflictos, por rutas sin cuellos de botella, hacia mercados que hoy pagan prima por diversificar riesgo. Gulf News reportó que Goldman Sachs elevó su proyección para los precios europeos de gas en abril a u$s 55 por MBtu desde u$s 36, antes del conflicto. Esos precios, de sostenerse en el mediano plazo, refuerzan la ecuación de cualquier proyecto de GNL que pueda garantizar entrega.
Lo que falta para que el mapa sea realidad
El diferencial logístico de Argentina existe, pero la crisis le dio urgencia. Entre el mapa y el primer cargamento exportado hay una distancia que los shipping days no miden.
Southern Energy, la fase más avanzada, apunta a exportar desde el Hilli Episeyo en septiembre de 2027 y sumar el MK II a fines de 2028, acumulando una capacidad de 5,95 MTPA. Argentina LNG (el proyecto mayor, con 12 MTPA en dos FLNG en el Golfo San Matías) apunta al FID este año y a las primeras exportaciones recién en 2030-2031.
Una eventual fase de expansión elevaría la capacidad total a cerca de 19 MTPA, suficiente para ubicar a Argentina entre los diez mayores exportadores mundiales de GNL al momento de alcanzar capacidad plena.
Hasta entonces, la ventaja geográfica es un argumento. La pregunta que los bancos y los compradores van a responder en los próximos meses es si ese argumento vale un contrato de largo plazo firmado ahora, mientras Ormuz sigue cerrado y el mercado busca nuevas anclas de suministro.