Lo informó Horacio Marín, presidente de la petrolera nacional, quien también anticipó inversiones por 35.000 millones de dólares y exportaciones estimadas en 200.000 millones en dos décadas.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó que las petroleras ENI (Italia) y ADNOC (Emiratos Árabes Unidos) tomarán el 75% de la producción del proyecto de GNL en Río Negro bajo la modalidad de offtakers, es decir, como compradoras directas de gas natural licuado (GNL). “Estoy muy contento porque Argentina LNG es una realidad”, celebró el ejecutivo.
Según explicó, “ENI y ADNOC van a ser offtakers del GNL que se va a producir en Río Negro. Son empresas muy grandes y sólo queda un cuarto de la producción para venderle a otros países”, en referencia a la parte que YPF comercializará de forma independiente.
Marín sostuvo que este esquema “le da solidez al proyecto” y que, por ese motivo, “no debería ser complicado lograr el Project Finance”, un financiamiento estimado en 12.500 millones de dólares sólo para la primera fase.
La petrolera estatal ya mantiene decenas de acuerdos preliminares con potenciales clientes internacionales.
Hasta hace pocas semanas, el desarrollo del proyecto Argentina LNG —que apunta a exportar 12 millones de toneladas anuales (MTPA)— estaba dividido en partes iguales entre YPF y ENI, desde la producción hasta la comercialización.
Sin embargo, con la reciente incorporación de ADNOC, a través de su subsidiaria XRG, el reparto del GNL se ajustó: tres cuartas partes quedarán comprometidas con las dos gigantes internacionales, mientras que el 25% restante será gestionado por YPF.
La figura de offtaker les permitirá a las empresas disponer libremente de esa porción de gas, ya sea para consumo propio o reventa.
Marín sostuvo que este esquema “le da solidez al proyecto” y que, por ese motivo, “no debería ser complicado lograr el Project Finance”, un financiamiento estimado en 12.500 millones de dólares sólo para la primera fase.
Un proyecto de GNL “robusto” con proyección histórica
El titular de YPF aseguró que “Argentina LNG es un proyecto muy robusto y los cambios en la Argentina contribuyen a generar las condiciones para el financiamiento”.
Recordó además que la adhesión de ADNOC —“la cuarta petrolera del mundo”, según remarcó— refuerza el alcance global del emprendimiento.
“Este proyecto, de 12 millones de toneladas por año de GNL, generará 200.000 millones de dólares en exportaciones en 20 años, es decir, 10.000 millones de dólares por año”, destacó Marín, quien calificó la iniciativa como “la inversión extranjera más grande de la historia del país”. Solo el desarrollo inicial demandará 35.000 millones de dólares en cuatro años.
El plan se complementa con el proyecto paralelo de Southern Energy (SESA), integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar, que ya avanza en la instalación de infraestructura en el puerto rionegrino.
Las primeras exportaciones de esta fase se prevén para 2027, mientras que los despachos de la sociedad con ENI y ADNOC comenzarían en 2030. Una tercera etapa, aún en negociación con Shell, apunta a un volumen similar al de SESA, con 6 MTPA adicionales.
Obras e impacto productivo
“En 2027 vamos a empezar con muchas obras. Tenemos que construir el gasoducto más grande de la Argentina, además de un oleoducto, un poliducto, plantas de separación de líquidos y el puerto, así que va a haber muchísimo trabajo”, adelantó Marín.
Subrayó también que se trata de “una inversión extranjera enorme, cuya magnitud quizás todavía no dimensionamos del todo”.
El ejecutivo señaló que los proyectos actuales de YPF ofrecen “una rentabilidad que puede acercarse a las mejores del mundo”, lo que facilitó las negociaciones con las empresas internacionales.
En relación con los resultados operativos, Marín resaltó los avances en eficiencia: “De todas las mejoras que estamos implementando, un ejemplo claro es la refinería de La Plata. En 2023 estaba entre las de menor rentabilidad, y hoy fue reconocida como la mejor refinería de América Latina por su rentabilidad”.
Según detalló, el complejo aumentó su procesamiento de crudo de 96.000 a casi 200.000 barriles diarios. “Si no se hubiera hecho nada, esos 100.000 barriles habrían caído a 50.000”, puntualizó.
