Europa deja el gas ruso y perdió, de golpe, parte del gas del Golfo Pérsico. Argentina tiene el segundo mayor recurso de gas de esquisto del mundo y su primer contrato de exportación de GNL firmado con Alemania. La pregunta es si llegará a tiempo y a qué precio.
Vaca Muerta tiene unos 308 billones de pies cúbicos de gas recuperable y ya aporta el 61% del gas argentino.
Argentina firmó su primer contrato de GNL a largo plazo: 2 millones de toneladas al año para Alemania desde fines de 2027.
La UE prohíbe el GNL ruso desde el 1 de enero de 2027, en plena crisis del estrecho de Ormuz.
Durante más de una década, Argentina fue un país que importaba gas. Hoy produce más de lo que consume en buena parte del año, tiene récords mensuales de petróleo y acaba de firmar su primer contrato de exportación de gas natural licuado (GNL) a largo plazo. El comprador es SEFE, la antigua filial alemana de Gazprom, que Berlín nacionalizó tras la invasión rusa de Ucrania.
El origen de ese cambio es Vaca Muerta, una formación de esquisto en la provincia de Neuquén, en la Patagonia norte. Según estimaciones de la Agencia de Información Energética de EE.UU. (EIA) y de Rystad Energy, contiene unos 16,000 millones de barriles de petróleo y 308 billones de pies cúbicos de gas técnicamente recuperables. Es el segundo recurso de gas de esquisto más grande del mundo.
El destino de ese gas se volvió una cuestión geopolítica en 2026 por dos motivos. La Unión Europea aprobó en enero la prohibición definitiva del gas ruso, con el GNL fuera del mercado desde el 1 de enero de 2027. Y en marzo, la guerra con Irán cerró el estrecho de Ormuz, por donde pasaba cerca de una quinta parte del GNL mundial, y dañó la planta de Ras Laffan, en Catar.
«Europa no necesita cualquier gas: necesita gas que no pase por un estrecho en disputa.»Tesis central del informe
Datos de producción de julio de 2026, el último mes con cifras oficiales publicadas al cierre de este informe.
de gas de Vaca Muerta en julio de 2026, de un total nacional de 158.8 millones de metros cúbicos diarios.
de petróleo de esquisto en julio de 2026, un récord histórico y el 72% de todo el crudo argentino.
de gas técnicamente recuperable (unos 8.7 billones de m³), el segundo recurso de gas de esquisto del mundo.
de petróleo técnicamente recuperable, el cuarto recurso de petróleo de esquisto del mundo.
de superávit comercial energético esperado para 2026 por analistas, que superaría el récord de 2025.
de GNL vendidas a SEFE (Alemania) durante 8 años desde fines de 2027: el primer contrato de largo plazo del país.
En trece años de explotación, Vaca Muerta produjo apenas una pequeña fracción de sus recursos técnicamente recuperables. Esta estimación muestra lo que queda y su valor bruto a precios de mercado de hoy.
Durante más de una década, Argentina fue un país que importaba gas. Hoy produce más de lo que consume en buena parte del año, tiene récords mensuales de petróleo y acaba de firmar su primer contrato de exportación de gas natural licuado (GNL) a largo plazo. El comprador es SEFE, la antigua filial alemana de Gazprom, que Berlín nacionalizó tras la invasión rusa de Ucrania.
El origen de ese cambio es Vaca Muerta, una formación de esquisto en la provincia de Neuquén, en la Patagonia norte. Según estimaciones de la Agencia de Información Energética de EE.UU. (EIA) y de Rystad Energy, contiene unos 16,000 millones de barriles de petróleo y 308 billones de pies cúbicos de gas técnicamente recuperables. Es el segundo recurso de gas de esquisto más grande del mundo.
El destino de ese gas se volvió una cuestión geopolítica en 2026 por dos motivos. La Unión Europea aprobó en enero la prohibición definitiva del gas ruso, con el GNL fuera del mercado desde el 1 de enero de 2027. Y en marzo, la guerra con Irán cerró el estrecho de Ormuz, por donde pasaba cerca de una quinta parte del GNL mundial, y dañó la planta de Ras Laffan, en Catar.
«Europa no necesita cualquier gas: necesita gas que no pase por un estrecho en disputa.»Tesis central del informe
Datos de producción de julio de 2026, el último mes con cifras oficiales publicadas al cierre de este informe.
de gas de Vaca Muerta en julio de 2026, de un total nacional de 158.8 millones de metros cúbicos diarios.
de petróleo de esquisto en julio de 2026, un récord histórico y el 72% de todo el crudo argentino.
de gas técnicamente recuperable (unos 8.7 billones de m³), el segundo recurso de gas de esquisto del mundo.
de petróleo técnicamente recuperable, el cuarto recurso de petróleo de esquisto del mundo.
de superávit comercial energético esperado para 2026 por analistas, que superaría el récord de 2025.
de GNL vendidas a SEFE (Alemania) durante 8 años desde fines de 2027: el primer contrato de largo plazo del país.
Un cargamento que sale de la Patagonia y otro que sale de Catar recorren distancias parecidas para llegar al norte de Europa. La diferencia está en lo que encuentran en el camino.
Sin pasos estrechos en disputa. Ruta abierta al Atlántico.
Cruza Ormuz, Bab el-Mandeb y el canal de Suez.
El gas viaja primero por tubo. Southern Energy construye el gasoducto San Matías: 471 kilómetros desde Tratayén, en el corazón de Vaca Muerta, hasta la costa de Río Negro, con capacidad para 27 millones de metros cúbicos diarios. Costará unos US$1,300 millones, y en agosto de 2026 obtuvo un préstamo de US$900 millones de un grupo de bancos internacionales, entre ellos dos chinos.
Después se licúa en el mar. En lugar de una planta en tierra, el proyecto usa buques de licuefacción flotantes (FLNG) anclados en el Golfo San Matías. El primero, Hilli Episeyo, dejó Camerún en agosto de 2026, pasará por Singapur para ser modernizado y debe llegar a mediados de 2027. Mientras el gasoducto no esté listo, se abastecerá del gasoducto San Martín en los meses de menor consumo interno.
Dos shocks coinciden en el calendario: el fin legal del gas ruso y la interrupción del Golfo Pérsico. El GNL argentino llega justo en el hueco que dejan ambos.
de las importaciones de gas de la UE todavía venía de Rusia en 2025.
del GNL comerciado en el mundo pasó por el estrecho de Ormuz en 2025.
de la capacidad de exportación de GNL de Catar quedó fuera de servicio tras el ataque a Ras Laffan.
del GNL que importa la UE ya viene de Estados Unidos, su principal proveedor.
El fin del gas ruso ya es ley. El Reglamento (UE) 2026/261 prohíbe los contratos nuevos desde el 18 de marzo de 2026. Los contratos de corto plazo de GNL terminaron el 25 de abril; los de largo plazo, el 1 de enero de 2027. El gas por gasoducto tiene hasta el 30 de septiembre de 2027, con una posible prórroga al 1 de noviembre si algún país no llega a llenar sus almacenamientos.
Ormuz cambió el precio del riesgo. Tras los primeros ataques, en marzo, QatarEnergy detuvo su producción y los precios del gas en Europa subieron casi 50% en un día. Hubo un alto el fuego en abril, pero en julio se reanudaron las hostilidades, y la consultora Kpler prevé tráfico muy restringido por el estrecho hasta el primer trimestre de 2027. Para un comprador europeo, un proveedor en el Atlántico vale hoy más que hace un año.
El conocimiento acumulado en Neuquén abrió la búsqueda de otras rocas generadoras. Ninguna está cerca de producir a escala: hoy casi el 90% de la inversión no convencional del país sigue en Vaca Muerta.
Con proveedores, equipos y oleoductos ya instalados.
De 5 a 6 veces más caro: mayor presión y temperatura, y equipos traídos de otras cuencas.
Inversión mínima exigida para ciertos proyectos; ninguna de estas formaciones la alcanza hoy.
Etapa: evaluación editorial a partir de la información pública de las operadoras. Fuentes: Shale24, El Cronista (ABECEB), iProfesional, Eolomedia, El Financiero Digital, Runrún Energético (2026).
Argentina no exporta hoy GNL a escala. Si los dos proyectos avanzan según lo previsto, tendría unos 18 millones de toneladas al año de capacidad en 2031.
El primer proyecto ya está en marcha. Southern Energy reúne a Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. Tendrá dos buques de licuefacción con 5.95 millones de toneladas al año en total. Ya vendió 2 millones a SEFE: le quedan unos 4 millones por colocar.
El segundo es mucho más grande y todavía no está decidido. Argentina LNG, de YPF con la italiana Eni y XRG (el brazo inversor internacional de la emiratí ADNOC), prevé 12 millones de toneladas en una primera fase y una inversión total de US$51,000 millones, la mayor de la historia del país. Pidió entrar al RIGI, el régimen de incentivos para grandes inversiones, y busca su decisión final de inversión antes de que termine 2026.
Si los 18 millones de toneladas fueran a Europa, equivaldrían a unos 24 bcm: dos tercios del gas ruso que la UE todavía importaba en 2024. No irán todos a Europa, pero la cifra da la escala.
PAE 30% · YPF 25% · Pampa 20% · Harbour 15% · Golar 10%
Incluye una planta de tratamiento de gas en Neuquén de 70 MMm³/día y trenes de fraccionamiento de líquidos.
El gas existe y el comprador también. Lo difícil está en el medio: precio, tubos, invierno, reglas y licencia social. La intensidad es una evaluación cualitativa de nuestro equipo.
Estados Unidos ya aporta más del 60% del GNL europeo. Southern Energy todavía tiene dos tercios de su capacidad sin comprador de largo plazo, y Argentina LNG necesita contratos firmados antes de su decisión final de inversión.
Sin el gasoducto San Matías, el primer buque depende de la capacidad ociosa del gasoducto San Martín en los meses templados. El gasoducto Perito Moreno pasó a 23 millones de m³ diarios y su segunda etapa llegaría a 39.
La demanda residencial de gas se dispara entre junio y agosto, justo cuando Europa llena sus almacenamientos. Exportar todo el año exige producir bastante más de lo que consume el país en su pico.
En los años 2000, Argentina recortó las exportaciones de gas a Chile para abastecer su mercado interno. Los compradores lo recuerdan. El RIGI y los permisos de exportación firmes a 30 años buscan despejar esa duda, pero su prueba es el tiempo.
La fractura hidráulica exige mucha agua y genera rechazo en parte de las comunidades de Neuquén. Además, el reglamento europeo sobre metano obligará a los importadores a acreditar cómo se mide y controla el metano en el origen del gas.
Una reapertura estable del estrecho y la reparación de Ras Laffan bajarían los precios. El GNL argentino dejaría de ser urgente, pero seguiría siendo útil como diversificación. Los contratos largos amortiguan ese riesgo.
Vaca Muerta no va a reemplazar por sí sola el gas ruso ni el catarí. Su valor para Europa es otro: un proveedor adicional en el Atlántico, sin pasos estrechos en el camino y sin alineamientos geopolíticos que lo expongan a sanciones o bloqueos. En 2026, eso cotiza caro.
Para Argentina, la oportunidad es doble. Según algunos analistas, el GNL podría convertir al gas en una fuente de divisas comparable a la soja antes de que termine la década, y darle al país algo que rara vez tuvo: contratos energéticos de largo plazo con compradores europeos, que exigen reglas estables.
Nuestra tesis: la ventana es real, pero corta. Los proyectos de GNL que se decidan en 2026 y 2027 captarán los contratos de la próxima década. Si Argentina LNG no toma su decisión final de inversión a tiempo, esos contratos irán a Estados Unidos, Canadá o África Occidental.
YPF apunta a firmarla antes de fin de año y a iniciar obras en febrero de 2027. Sin contratos de compra firmados, la financiación se complica.
El primer buque de licuefacción debe llegar al Golfo San Matías tras su modernización en Singapur. Su puesta en marcha marca el primer cargamento argentino a Europa.
Quién compre el resto de la capacidad de Southern Energy dirá si el GNL argentino será europeo, asiático o mixto.
La duración del cierre del estrecho y la reparación de Ras Laffan definirán el precio de referencia europeo y, con él, el margen del gas argentino.
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