Econo Journal 08-07-2026 El gas natural licuado (GNL) transformó en pocas décadas un recurso históricamente condicionado por la infraestructura de gasoductos regionales en una commodity transable a escala mundial. Actualmente, el mercado global encuentra sus anclas en tres precios de referencia: Henry Hub (Estados Unidos), TTF (Europa) y JKM (Asia), tres referencias que marcarán la pauta de competitividad que deberán atender los proyectos de exportación de Vaca Muerta a partir de 2027.

Los diferenciales de cotización entre estos índices, una vez descontados los costos logísticos y de transporte marítimo, determinan en tiempo real el rumbo, la viabilidad y el destino final de los buques metaneros en el mercado spot.

El gran incentivo es que si la Argentina no logra ser ultraeficiente en sus costos internos de infraestructura, quedará atada exclusivamente a firmar contratos rígidos a largo plazo, explicaron fuentes del mercado, y perderá la oportunidad de capturar las ganancias del mercado spot cuando se abran las primas de contraestación.

En la actualidad hay tres precios de referencia conocidos como JKM (Japan Korea Marker), que es el índice desarrollado por S&P Global Platts que evalúa el valor spot de los cargamentos de GNL entregados en las terminales de Japón, Corea del Sur, China y Taiwán, representando el pulso del mayor polo importador industrial del planeta.

El otro precio, quizás más conociodo, es el Henry Hub de referencia del gas natural de mercado interno en Estados Unidos, con punto de entrega físico en Luisiana. Refleja la dinámica de oferta y demanda del upstream norteamericano, especialmente del shale gas.

Finalmente, el TTF (Title Transfer Facility) refleja el centro de negociación virtual (hub) ubicado en los Países Bajos que actúa como el principal indicador del mercado europeo. Este indicador fue el que midió la vulnerabilidad del bloque tras la pérdida del suministro ruso, a partir del cual hubo una transformación del mercado.

Hasta 2022, el flujo de GNL proveniente de Estados Unidos mostraba una orientación prioritaria hacia los mercados de Asia debido a los márgenes atractivos del índice JKM. Sin embargo, la invasión rusa a Ucrania y el corte drástico del gas transportado por gasoductos tradicionales hacia Europa reconfiguraron la matriz comercial de forma permanente, provocando un salto sin precedentes en las cotizaciones del TTF.

El mercado europeo desplazó las ofertas de compra asiáticas mediante primas de precio elevadas, capturando los cargamentos flexibles disponibles. Hoy en día, las operaciones con flexibilidad de destino liquidan sus posiciones mirando estos indicadores diarios y despachan los buques hacia la ruta que convalide el mayor retorno financiero neto.
Cómo se calculan los costos en la cadena logística

La interacción de los tres mercados de referencia (JKM, HH y TTF) tienen liquidez, participantes y realidades regulatorias propias que conforman la grilla de precios que unifica el sector a nivel internacional. La viabilidad económica de exportar desde las terminales licuefactoras hacia los centros de consumo en otros punros del mundo responde a una estructura de costos sucesivos.

Así una operación típica como la que deberán realizar los consorcios de empresas que llevar adelante los proyectos exportadores en la Argentina, deben contemplar el valor competitivo de la molécula de Vaca Muerta, más el costo de licuefacción que añade entre US$ 2,00 y US$ 3,00 por MMBtu, más el flete marítimo internacional que oscila entre US$ 0,50 y US$ 2,00 por MMBtu según la distancia y la disponibilidad de flota, mas la regasificación con su tarifa de descarga e inyección en destino.
El monitoreo de los spreads y las ventanas de oportunidad en el mercado spot define la rentabilidad y el rumbo de los cargamentos de gas licuado en tiempo real.

El negocio de exportar gas licuado funciona igual que cualquier flete: lo que importa no es solo el precio de venta en destino, sino cuánto cuesta llevar la mercadería. Enfriar el gas a -160°C para licuarlo, subirlo a un barco metanero y pagar el transporte marítimo cuesta un peaje fijo de entre US$ 4 y US$ 6 por MMBtu. Por lo tanto, para que a un operador le convenga enviar un barco desde el golfo de México o la costa de Río Negro hacia las plantas de Europa o Asia, la diferencia de precios entre los mercados internacionales debe ser mayor a ese costo logístico.

Si la brecha de precios es amplia (por ejemplo, si el gas en Estados Unidos vale US$ 2 y en Europa cotiza a US$ 9), el negocio cierra con el pago de los costos de transporte y una ganancia neta en el medio. Pero si la diferencia de precios se achica y no llega a cubrir el costo del flete, la ventana comercial se cierra. En ese momento, los barcos que tienen flexibilidad de destino cancelan los viajes largos y se quedan vendiendo el gas en los mercados más cercanos para evitar perder dinero.

En sus informes trimestrales del Gas Market Reports y en el World Energy Outlook, la Agencia Internacional de la Energía (IEA) monitorea de manera continua los spreads globales (las brechas entre el Henry Hub, el TTF y el JKM). La agencia documenta cómo, a partir de la crisis energética de 2022, el TTF europeo pasó a competir directamente con el indicador asiático por los cargamentos de GNL de oportunidad.

De la misma manera, la Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA) publica de forma períodica sus análisis técnicos sobre la capacidad de exportación de GNL desde las terminales del Golfo de México. Otro tanto hacen reportes sectoriales de grandes traders e instituciones financieras como S&P Global Platts o consultoras como Wood Mackenzie o ICIS, y la asociación Gas Infrastructure Europe (GIE) que nuclea a empresas de transporte, almacenamiento y regasificación.
La prima estacional de invierno

Los mercados de Europa y Asia exhiben curvas de precios con fuertes primas invernales causadas por el pico de consumo de gas para calefacción residencial. Por el contrario, el mercado estadounidense experimenta un patrón estacional mucho más suave y amortiguado gracias a su elevada capacidad de almacenamiento subterráneo.

En este esquema, la ubicación geográfica de la Argentina le permitirá a los proyectos locales de GNL ofertar su producción a contratestación. Esta ventana estratégica se da en meses estivales en que el menor consumo interno coinciden con el pico de demanda del invierno en el hemisferio norte. Al despachar los excedentes de Vaca Muerta durante el tercer y cuarto trimestre del año, las operadoras evitarán los momentos de sobreoferta global y podrán colocar el gas licuado en los mercados de Europa o Asia cuando estos convalidan sus primas de invierno.