Argentina y Estados Unidos cerraron ayer un acuerdo de inversión de hasta USD 7.000 millones en el Consulado argentino en Nueva York, con la participación del canciller Pablo Quirno, el subsecretario de Estado Chris Landau y el CEO de YPF, Horacio Marín. Aproximadamente USD 6.000 millones del total están destinados a Argentina LNG, el megaproyecto de YPF junto a la italiana ENI y XRG (brazo inversor de ADNOC), respaldado por el Exim Bank y la Corporación Financiera de Desarrollo Internacional de EE.UU. (DFC). El proyecto prevé dos unidades flotantes de licuefacción con capacidad conjunta de 12 MTPA, exportaciones estimadas de USD 10.000 millones anuales y una FID que YPF apunta a tomar antes de fin de 2026.
El efecto directo para un comercializador de gas es que la FID de Argentina LNG, si se concreta en noviembre, hará que la demanda de gas desde Vaca Muerta para compromisos de exportación empiece a tomar forma contractual mucho más rápido de lo que muchos anticipaban. Para Grupo Calas, esto abre una ventana concreta: identificar quiénes serán los proveedores de gas de carga del proyecto y posicionarse como intermediario o asesor comercial en esa cadena, especialmente para productores medianos de la cuenca Neuquina que necesitarán estructurar contratos firmes de largo plazo con condiciones compatibles con los estándares de un proyecto FLNG. El anclaje del Exim Bank también es una señal de precio político para el gas de Vaca Muerta en mercados globales — algo que refuerza el valor de posicionamiento regional de Argentina como hub exportador.
TGN presentó formalmente su proyecto de gasoducto Manuel Belgrano, que unirá Tratayén (cuenca Neuquina) con La Carlota (Córdoba) en una obra de USD 2.200 millones con capacidad inicial de 13 MMm3/día. La compañía prevé la puesta en operación para abril de 2029 y solicitará adhesión al RIGI para avanzar con el financiamiento. Según TGN, la infraestructura permitiría sustituir importaciones por USD 700 millones anuales y habilitar exportaciones regionales por otros USD 450 millones al año.
Nuestra lectura es que este gasoducto, si avanza según cronograma, cambia materialmente el mapa de comercialización de gas en el centro y norte del país a partir de 2029. Hoy esas zonas dependen de suministro más caro o interrumpible; con 13 MMm3/día adicionales de capacidad saliendo de Vaca Muerta, habrá espacio para contratos firmes con industriales y generadoras de Córdoba, Santiago del Estero y el NOA que hoy no tienen acceso fluido. Para Grupo Calas, la oportunidad de mediano plazo es comenzar a trabajar con clientes industriales de esas regiones antes de que la infraestructura esté disponible, estructurando acuerdos de suministro contingentes a la habilitación del gasoducto — una práctica usual en el mercado eléctrico que todavía tiene recorrido en el segmento de gas.