Del GNL a la industria: qué modelo de desarrollo expone la pelea por los caños

El diseño responde a una lógica clara: gestionar riesgos en un mercado altamente volátil, competitivo y con elevados requerimientos de capital. Pero esa lógica técnica no es neutral desde el punto de vista productivo: condiciona el tipo de infraestructura que se construye, los proveedores que participan y el impacto económico que se genera puertas adentro.

La disputa que detonó el debate se vinculó a una licitación clave asociada al proyecto de exportación de GNL: la provisión de caños de gran diámetro para el gasoducto necesario para llevar el gas hasta la costa. Ese episodio vuelve a poner sobre la mesa preguntas de fondo. Se trata de un insumo crítico, intensivo en capital y tecnología, cuya fabricación en el país está concentrada en pocos jugadores. En ese proceso, Techint, principal productor local de este tipo de tubos, quedó fuera de la adjudicación, que recayó en un proveedor extranjero con una oferta de menor costo.

techint

Dónde entra Southern Energy y por qué importa

Dentro de esa arquitectura aparece Southern Energy, el consorcio que lleva adelante la primera fase operativa del proyecto. Integrado por YPF, Pan American Energy, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar, el esquema prevé la operación de dos buques FLNG frente a la costa de Río Negro, con una capacidad inicial cercana a los 6 MTPA y una posible expansión posterior.

Southern Energy no compite con Argentina LNG: es su brazo ejecutor inicial. Permite pasar del diseño estratégico a la exportación concreta en el corto plazo. Y, justamente por eso, concentra buena parte de las decisiones que hoy están en discusión.

FLNG: acelerar tiempos, resignar escala

La elección del esquema FLNG no es un detalle técnico. Es una definición política-económica. Un FLNG es una planta de licuefacción montada sobre un buque, capaz de recibir gas, procesarlo y exportarlo sin necesidad de construir una terminal en tierra.

La diferencia es sustantiva: una planta onshore puede demandar más de cinco años entre diseño y construcción; un FLNG permite exportar en alrededor de tres años y con menor CAPEX inicial. Esa ventaja explica la decisión argentina. Pero tiene un costo potencial: menor escala por unidad, menor integración industrial y menos efectos multiplicadores sobre la economía local.

La pregunta no es si el FLNG es “bueno” o “malo”. La pregunta es qué resigna el país cuando prioriza velocidad por sobre escala, y quién paga ese costo.

Infraestructura, gas del sistema y previsibilidad

El proyecto se apoya en el uso del sistema de transporte existente, con obras complementarias de conexión y refuerzo, incluida la infraestructura asociada al Gasoducto San Martín, y en la construcción de un gasoducto dedicado hacia la costa. A eso se suma el acuerdo marco con SEFE como comprador de largo plazo. Se trata de la exfilial de comercialización internacional de Gazprom en Europa, hoy controlada por el Estado alemán, que actúa como offtaker y aporta previsibilidad comercial en un mercado de GNL caracterizado por la volatilidad y la ausencia de compradores garantizados. Contar con un actor de este tipo resulta clave para viabilizar inversiones, estructurar financiamiento y reducir el riesgo comercial del proyecto.

El problema, entonces, no es la falta de recursos ni de proyectos, sino cómo se ordenan y bajo que criterios.

Tiempos cortos o escala: el contraste con México

Un dato reciente permite poner en perspectiva la discusión local y reordenar el debate sobre el modelo elegido. Mientras Argentina descartó avanzar con una terminal de GNL en tierra y optó por un esquema basado en buques FLNG, México acaba de anunciar un proyecto de signo opuesto, que vuelve visible una alternativa distinta para monetizar los recursos energéticos.

Se trata de Amigo LNG, una planta de GNL en Guaymas, sobre el Pacífico mexicano, con una inversión proyectada de US$ 3.500 millones, una capacidad estimada de 7,8 MTPA y un horizonte de Decisión Final de Inversión a comienzos de 2026. A diferencia del esquema argentino, el proyecto apunta a construir infraestructura permanente, de mayor escala por unidad y con efectos multiplicadores más amplios sobre la economía local.

La comparación no es menor ni anecdótica. México elige esperar más y construir escala, aun asumiendo plazos más largos y mayores requerimientos de capital. Argentina, en cambio, prioriza llegar antes, reducir tiempos de ejecución y acotar el CAPEX inicial, aun resignando escala y derrame industrial en una primera etapa.

Este contraste ilumina el dilema de fondo que atraviesa la discusión por el GNL: no se trata solo de una diferencia tecnológica entre plantas en tierra y buques FLNG, sino de una decisión sobre cómo y para qué se utilizan los recursos naturales. Velocidad versus escala, exportación temprana versus infraestructura estructural, riesgo acotado versus impacto productivo de largo plazo. La elección argentina no es estrictamente técnica: es una definición de desarrollo.

Mexico

La disputa con Techint y una discusión que llega tarde

El problema no es solo quién pierde una licitación, sino qué reglas se fijaron antes de que esa licitación existiera. El RIGI establece apenas un 20% de participación local, un umbral que puede cumplirse incluso solo con obra civil, sin integración industrial real.

La discusión llega tarde porque ese diseño ya estaba escrito. Sin una hoja de ruta clara de infraestructura futura, sin criterios explícitos de encadenamiento productivo y sin exigencias efectivas de contenido local, la política queda reducida a reaccionar cuando el conflicto estalla.

Competitividad: la pregunta que incomoda

La disputa también obliga a formular una pregunta incómoda que suele esquivarse en el debate público: ¿son competitivas nuestras industrias y qué hacemos para que lo sean?. Priorizar proveedores locales no puede confundirse con sostener ineficiencias, pero tampoco puede resolverse con una lógica automática de importación cada vez que aparece una brecha de costos.

Si producir localmente cuesta un 40% más, ¿hasta dónde es razonable priorizar industria nacional en un proyecto de exportación que compite en un mercado global, sin renta asegurada y con márgenes ajustados? La pregunta es válida. Pero quedarse solo ahí es una trampa analítica. Porque las licitaciones para grandes gasoductos no ocurren todos los días: son eventos excepcionales, asociados a ventanas de oportunidad que, si no se aprovechan, no vuelven.

Más allá de una empresa puntual, lo que se pone en juego es una red de proveedores, empleo industrial, capacidades metalmecánicas y conocimiento acumulado que no se reconstruyen cuando el proyecto ya está en marcha o cuando el ciclo de inversión se cerró. Desatender esa base productiva difícilmente mejore la competitividad en el largo plazo.

La discusión estratégica, entonces, no es si se prioriza o no la industria local, sino cuáles se priorizan y cómo se mejora su competitividad. Cómo se bajan costos, cómo se atacan ineficiencias, cómo se invierte en tecnología y productividad para que los grandes proyectos asociados a Vaca Muerta traccionen tanto a los grandes jugadores como a los proveedores pequeños y medianos. Eso no ocurre de manera espontánea: requiere planeamiento estatal, selección de sectores y una conducción política capaz de direccionar al capital económico sin resignar eficiencia.

Planteado así, el dilema deja de ser “industria local versus mundo” y pasa a ser el que verdaderamente importa: aprovechar la ventana de Vaca Muerta para construir competitividad estructural.

La tensión que hoy queda expuesta

El esquema elegido para el GNL, basado en FLNG, menor escala inicial y aceleración de tiempos, es coherente con un contexto de volatilidad global y restricciones financieras. No se trata de una decisión irracional ni meramente improvisada. Sin embargo, esa elección, en ausencia de una estrategia productiva más amplia, tiende a priorizar la resolución de la urgencia exportadora por sobre el uso del proyecto como herramienta de desarrollo.

No es el FLNG en sí lo que limita las políticas industriales activas, sino la falta de definiciones complementarias: qué encadenamientos se buscan construir, qué proveedores se quiere fortalecer, qué capacidades se consideran estratégicas y qué rol debe jugar el Estado para hacerlo posible. Sin ese marco, la menor escala inicial y la lógica de ejecución rápida reducen los incentivos —y las exigencias— para desplegar políticas de contenido local más ambiciosas o para usar estas inversiones como palanca productiva.

Ahí es donde la disputa por los caños deja de ser un conflicto puntual y pasa a revelar un dilema más profundo: si la prioridad es simplemente exportar lo antes posible, o si se busca convertir esa exportación en una estrategia que fortalezca capacidades industriales, proveedores locales y competitividad estructural.

Planteado así, el debate no es ideológico. Es estratégico. Y lo que está en juego no es solo cómo exportar gas, sino qué tipo de desarrollo se construye a partir de ese gas.