Tras la asociación estratégica de YPF y la italiana ENI, la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dabi (ADNOC) también formalizó su intención de sumarse. La incorporación de estas firmas no solo garantiza capital y know how, sino también compradores a largo plazo.
La Argentina avanza en la consolidación del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) de Vaca Muerta, una iniciativa que por diseño y envergadura transformará su perfil productivo y la posicionará como un proveedor global de energía, pero sobre todo como uno de los drivers principales para la normalización de la macroeconomía con un ingreso de divisas inédito.
Los recientes acuerdos corporativos y las decisiones técnicas de inversión delinean la hoja de ruta del mayor de los tres capítulos del denominado “Argentina LNG”, y permiten avanzar en una arquitectura financiera de lo que se considera la obra de infraestructura energética más significativa en la historia del país.
El punto de inflexión se acaba de consolidar con la asociación estratégica de YPF y la italiana ENI, las que vienen de firmar una Decisión Final de Inversión (FID) técnica para la tercera fase del proyecto integrado.
Dicha etapa establece una capacidad nominal de 12 millones de toneladas anuales (MTPA), con un diseño modular que permitirá una expansión futura hasta los 18 MTPA, de cerrarse el entendimiento inicial con la angloholandesa Shell.
Pero ese acuerdo que ya de por si resultaba potente, se terminó de fortalecer, durante la reciente Exposición y Conferencia Internacional de Petróleo de Abu Dhabi (ADIPEC), en donde la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dabi (ADNOC) formalizó su intención de sumarse a la iniciativa mediante un acuerdo marco preliminar.
Los recientes acuerdos corporativos y las decisiones técnicas de inversión delinean la hoja de ruta del mayor de los tres capítulos del denominado “Argentina LNG”, y permiten avanzar en una arquitectura financiera de lo que se considera la obra de infraestructura energética más significativa en la historia del país
La fase de concreción de la sociedad se acelera, pues se espera que el acuerdo definitivo con ENI y ADNOC se cierre durante diciembre, y este avance en los compromisos mutuos -se anticipa- establecerá una distribución accionaria equilibrada entre los tres partners, con una participación del 33% para cada uno.
La incorporación de firmas internacionales de la magnitud de ENI y ADNOC no solo inyecta capital y experiencia técnica, sino que también asegura una base de offtakers (compradores a largo plazo) de gran solidez, un factor que facilita significativamente la búsqueda de financiamiento internacional.
Un proyecto integrado
El proyecto Argentina LNG posee un carácter de desarrollo totalmente integrado, el cual abarca la cadena de valor completa del gas natural no convencional.
El plan incluye el desarrollo, el diseño, la construcción y la operación de toda la infraestructura necesaria para la producción de gas, su posterior licuefacción y la obtención de líquidos de gas natural o también conocidos como NGLs.
La base de este megaplan se centra en el desarrollo de los campos de gas húmedo de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. La operación requiere la perforación de pozos dedicados en bloques específicos de la formación para asegurar un suministro constante de 50 millones de metros cúbicos de gas por día.
El proyecto generará, además, volúmenes asociados de 100.000 barriles de petróleo por día y 150.000 barriles adicionales de productos que se extraerán del gas rico como metano, etano, propano o gasolina, lo que demanda las obras complementarias para la evacuación de estos líquidos.
La infraestructura terrestre y marítima proyectada resulta intensiva en capital y especificaciones técnicas, y contempla la instalación de una terminal de procesamiento en la costa de Río Negro.
Este complejo incluye plantas de separación primaria, fraccionamiento, almacenamiento y un puerto de exportación. La conexión con Vaca Muerta se establece mediante un gasoducto dedicado de 500 kilómetros para el gas, sumado a un poliducto exclusivo para el transporte de LGN.
En el segmento de la licuefacción, el diseño incorpora tecnología de buques metaneros flotantes (FLNG). Se prevé el despliegue de dos o tres de estas unidades, cada una con una capacidad de 6 MTPA, lo que permite alcanzar la capacidad inicial de 12 MTPA y la expansión a 18 MTPA. Este enfoque flotante permite una ejecución con tiempos potencialmente más eficientes y ofrece mayor flexibilidad operativa.
En paralelo al núcleo con ENI y ADNOC, YPF mantiene negociaciones avanzadas con Shell para el desarrollo de un componente adicional de 6 MTPA, ocupando el lugar que previamente ocupara Petronas. YPF y Shell firmaron un Acuerdo de Desarrollo de Proyecto (PDA) que las compromete a avanzar hasta la etapa de Ingeniería y Diseño de Frente (FEED).
La asociación con Shell, un líder mundial en la producción de GNL, busca la sinergia entre las fases para optimizar costos y acelerar el cronograma general. La capacidad total de exportación, sumando las distintas fases y socios, podría escalar hasta 25 MTPA en la próxima década.
Arquitectura financiera y regulatoria
El Capex global para la totalidad del proyecto se estima en un rango de US$20.000 millones, con una potencial expansión a US$25.000 millones.
No obstante, incluyendo los costos financieros y las inversiones necesarias para acelerar la producción de gas de shale, la inversión total en el proyecto integral se estima en US$35.000 millones a ejecutarse en un lapso de cuatro años.
El modelo financiero se articula a través de un esquema de project finance sin recurso, caracterizado por un alto apalancamiento que se prevé en alrededor del setenta por ciento del costo total. El restante treinta por ciento corresponde al equity que aportan las empresas socias.
El plan incluye el desarrollo, el diseño, la construcción y la operación de toda la infraestructura necesaria para la producción de gas, su posterior licuefacción y la obtención de líquidos de gas natural o también conocidos como NGLs.
La estructura de deuda se financiará mediante fuentes múltiples, incluyendo agencias de crédito a la exportación (ECA), bancos de desarrollo y bancos comerciales como pilares fundamentales.
Este esquema de financiación con capitales mayoritariamente internacionales, en una proporción de dos tercios, representa un hito para la historia de la inversión extranjera en la Argentina.
El impacto económico proyectado para la macroeconomía argentina resulta significativo. A precios de mercado normales, el proyecto GNL generaría 10.000 millones de dólares anuales en exportaciones de gas y sus derivados durante al menos dos décadas, alcanzando un valor acumulado de 200.000 millones.
Si se incorpora la fase correspondiente a la participación de Shell, la cifra de ingresos por exportaciones al 2050 ascendería a unos US$300.000 millones anuales, a lo que habría que sumar el resultante de la operatoria paralela de petróleo que tendrá salida también por las costas de Río Negro a través del denominado proyecto Vaca Muerto Oil Sur – Vmos, en plena etapa de construcción para entrar en operación a fines de 2026.
La materialización de estas proyecciones depende de la resolución de varios pasos regulatorios y de política energética. En el plano provincial, se requiere una ley específica de GNL por parte de la provincia de Río Negro, para establecer el marco legal del hub exportador.
Asimismo, se negocia con la provincia de Neuquén la obtención de las Concesiones de Explotación No Convencional (CENCH) sobre los bloques de Vaca Muerta que alimentarán la operación.
El marco nacional se centra en el acceso al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Los directivos de YPF enfatizaron la necesidad de que la reglamentación del RIGI incluya los proyectos de upstream de gas húmedo, condición considerada clave para asegurar la rentabilidad y viabilidad del financiamiento.
En cuanto al cronograma, la Decisión Final de Inversión (FID) para la fase inicial se espera para el primer semestre del próximo año. Las operaciones comerciales se proyectan para 2030 con la puesta en marcha de la primera planta flotante.
Las subsiguientes unidades de licuefacción iniciarían su actividad entre 2031 y 2032. En resumen, Vaca Muerta se prepara para una escala, competitividad en costos y volumen necesario para que la Argentina se posicione como un exportador mundial de GNL, una oportunidad que desbloqueará el potencial completo de su producción de shale gas.
Southern Energy, el punto de partida
El proyecto Southern Energy GNL se posiciona como el puntapié inicial para la inserción de la Argentina en el mercado global de Gas Natural Licuado (GNL). Esta iniciativa, impulsada por un consorcio de empresas que encabeza Pan American Energy (PAE) y la noruega Gola LNG, logró la incorporación de la misma YPF, Pampa Energía y Harbour Energy.
La iniciativa ya cuenta con la Decisión Final de Inversión (FID) para la instalación de los dos buques de licuefacción (FLNG) conocidos como Hilli Episeyo y el MKII. Ambos buques, que se ubicarán en el Golfo San Matías, producirán conjuntamente 6 MTPA de GNL, equivalentes a casi 27 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.
La puesta en marcha del proyecto está prevista para el último cuatrimestre de 2027 con el inicio de operaciones del Hilli Episeyo con una capacidad de 2,4 MTPA, mientras que el MKII, que posee una capacidad superior de 3,5 MTPA, se reconvierte actualmente en un astillero en China y entrará en funcionamiento a finales de 2028.
La inversión total prevista para los 20 años de vida útil del proyecto asciende hasta los US$15.000 millones, aunque el desembolso en los primeros 10 años suma US$6.000 millones con US$3.200 millones en el período 2024-2031.
En términos económicos, se proyecta que SESA generará exportaciones por más de US$20.000 millones entre 2027 y 2035. La ejecución del proyecto también impulsará la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, con una elevada participación de proveedores locales que aportarán cerca del 50% de los bienes y servicios requeridos durante la operación.
El RIGI como garantía de inversión
La magnitud del Proyecto GNL Argentina, con un gasto de capital largamente superior a los US$50.000 millones considerando todas sus fases, exige un marco jurídico que minimice el riesgo político y económico a largo plazo. El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) se posiciona como la llave legal fundamental para este fin.
La inclusión del proyecto en el RIGI asegura las condiciones de estabilidad, previsibilidad y libre disponibilidad de divisas, que son requisitos no negociables para la estructuración de un project finance internacional de esta envergadura, vienen insistiendo las empresas.
El apalancamiento previsto, que supera el setenta por ciento del costo total, depende de la confianza que este marco normativo genere en agencias de crédito a la exportación, bancos de desarrollo y bancos comerciales.
La monetización de los líquidos de gas natural (LGN) asociados a estas formaciones contribuye sustancialmente a la rentabilidad del proyecto integral
Un aspecto crucial que YPF y sus socios ENI y ADNOC demandan es la reglamentación específica del RIGI. La petrolera argentina enfatizó la necesidad de que el régimen cubra explícitamente las inversiones en el upstream de gas húmedo (gas rico en líquidos) de Vaca Muerta.
Si bien el proyecto central es la licuefacción y exportación de GNL, las áreas de gas rico son económicamente vitales. La monetización de los líquidos de gas natural (LGN) asociados a estas formaciones contribuye sustancialmente a la rentabilidad del proyecto integral.
Incluir estos desarrollos de producción en el RIGI se considera una condición sine qua non para garantizar la viabilidad económica y, por ende, para la Decisión Final de Inversión (FID) masiva.
