Con una inversión de USD 50.000 millones, YPF presenta al RIGI el mayor proyecto de su historia para exportar gas de Vaca Muerta

La petrolera de mayoría estatal YPF presentará este jueves en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) su proyecto Argentina LNG, la iniciativa de exportación de gas natural licuado que demandará un desembolso estimado de USD 50.000 millones, el mayor presentado hasta el momento. El proyecto que la compañía lleva adelante junto a la italiana Eni y la emiratí ADNOC a través de su brazo inversor XRG no es nuevo, y apunta a producir un mínimo de 12 millones de toneladas de gas licuado por año, con una meta de escalar hasta 18 millones. Pero hasta ahora al programa de beneficios para inversiones y se va a transformar en el más grande de la lista.

Según pudo confirmar Infobae, la presentación ante el RIGI marca un hito formal en el avance de un proyecto que, una vez en plena operación, podría generar exportaciones por USD 20.000 millones anuales y que no hubiera sido posible sin el nuevo marco regulatorio. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había resaltado en una nota con este medio la importancia del régimen para este tipo de proyectos: “Sin RIGI hoy no hay LNG. Lo dije al principio y lo sigo diciendo. Era muy necesario ese cambio y esa apertura a los negocios”.

La infraestructura que demandará el proyecto es de escala inédita para la Argentina. El plan contempla la construcción de un gasoducto de 527 kilómetros entre Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, y Sierra Grande, en Río Negro, con un diámetro de 48 pulgadas y una capacidad proyectada de alrededor de 100 millones de metros cúbicos diarios. En paralelo, se construirá un poliducto para el transporte de líquidos asociados al gas, plantas de tratamiento y al menos dos barcos fábrica licuefactores frente al Golfo San Matías. Un gasoducto de ese diámetro no existe actualmente en el país.

El financiamiento del proyecto se estructura como el mayor esquema de project finance de América Latina. El desarrollo total demandará unos USD 20.000 millones, distribuidos entre las etapas de upstream, midstream y downstream, con un 70% cubierto mediante crédito internacional y el 30% restante con aportes directos de los socios. El foco inmediato está en cerrar el financiamiento de la primera etapa, que asciende a USD 15.500 millones, con JP Morgan a cargo del diseño financiero. Según reveló Marín a Infobae, 47 bancos presentaron números y el total ofrecido llegó a 2,4 veces lo requerido. “Cuando tenés un book que sobrepasa lo que necesitás, eso significa más plazo y menos tasa”, explicó Marín. Entre las entidades que participarían se destaca el Santander.

Los bloques que alimentarán el proyecto ya están definidos. Tras la compra de Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II —que pertenecían en partes iguales a YPF y Pluspetrol—, un swap de activos dejó la distribución en 36% para YPF y 32% para cada socio internacional. La administración de esas áreas quedó en manos de UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad creada específicamente para el proyecto.

Entre las obras que demanda el proyecto, la licitación de los caños para el gasoducto es una de las más esperadas por la industria, dado el volumen y la escala del contrato. Tenaris estudia una inversión para participar al menos en el revestimiento, aunque la fabricación completa en el país es inviable por el diámetro requerido. El holding que lidera Paolo Rocca busca revancha en la compulsa principal tras perder la última licitación de caños frente a la india Welspun, que se quedó con el contrato para proveer los tubos al otro proyecto de GNL del país, Southern Energy (SESA), liderado por Pan American Energy (PAE).

De hecho, SESA ya firmó un contrato por USD 7.000 millones con la empresa estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE) para exportar 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años a partir de fines de 2027. Ese volumen cubrirá cerca del 80% de la capacidad del primer buque licuador, e lHilli Episeyo, frente al Golfo San Matías. Los buques de SESA tienen entre un 40% y un 60% menos de capacidad que los previstos para Argentina LNG, cuyo inicio de operaciones está proyectado entre 2029 y 2031.