El mayor proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) que lleva adelante YPF con sus socios la italiana Eni y Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), la compañía nacional de petróleo de ese país, requerirá la adecuación del Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI) para permitir incorporar bajo la órbita del sistema de beneficios tributarios, cambiarios y aduaneros a proyectos de inversión en el segmento del upstream de ‘gas húmedo’, tal como se conoce en la industria a los desarrollos de Vaca Muerta en campos gasíferos donde se extrae también derivados líquidos como etano, propano, butano, propano y gasolinas. Esa alternativa no había sido contemplada por la Secretaría de Energía cuando se lanzó el esquema promocional a mediados de 2024 bajo el paraguas de la Ley Bases, por considerar que ese tipo de inversión en perforación de pozos no requería de facilitación alguna.

YPF y ENI firmaron este martes un acuerdo para la incorporación de XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas de ADNOC. La mayor empresa de energía de Emiratos Árabes se convirtió así en el tercer socio del proyecto de GNL, que demandará una inversión estimada de al menos US$ 30.000 millones.

Fuentes vinculadas al desarrollo del proyecto precisaron que los socios tienen la intención de firmar en 30 días los acuerdos de asociación definitivos, pero mientras tanto se buscará avanzar en tres aspectos normativos que se vienen trabajando con la Secretaría de Energía que depende del Ministerio de Economía, y los gobernadores de Neuquén y Río Negro.

El primero de ellos es lo que se definió como “la reglamentación final del RIGI” para el proyecto integral de LNG; el otro es una ley que deberá sancionar la Legislatura de Río Negro para dar el marco legal al desarrollo de esta plataforma exportadora, y el último la firma de las Concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (Cench) que permitan el ingreso de Eni y ADNOC.

El RIGI para el upstream

Los cambios en el RIGI buscan incorporar una alternativa no contemplada en la reglamentación original que realizó el Gobierno nacional el 23 de agosto del año pasado, mediante el Decreto 749/2024. Entre los sectores y proyectos que tienen posibilidad de acceder al régimen se incluye la actividad del upstream de gas seco destinado a exportación, pero los pozos gasíferos que también incluyen líquidos dentro de la ventana de gas húmedo de Vaca Muerta quedaron en una zona gris con una posibilidad cierta de no ser incluidos dentro del régimen. Fuentes privadas señalaron a EconoJournal que el área energética del gobierno trabaja para clarificar regulatoriamente esa situación y permitir que los proyectos de inversión en área de gas húmedo estén alcanzados por el RIGI.

Eso fue lo que le propusieron YPF y sus socios hace algunos meses meses al Ejecutivo. «Se está trabajando en una ampliación de la reglamentación del RIGI que permita aclarar que aquellas áreas que sean predominantemente gasíferas, pero que tengan líquidos asociados —como por ejemplo Aguada de la Arena y Rincón de la Ceniza, recientemente adquirida por YPF a TotalEnergies— están comprendidas dentro del gas dedicado a exportación. Eso no es lo mismo que decir que se incluyen pozos petroleros», reconoció a este medio una fuente oficial.

Ese objetivo en el upstream de Vaca Muerta cambió en los últimos meses cuando los técnicos de Shell y Eni señalaron a YPF la conveniencia de no trabajar en áreas de gas seco, que es lo que requiere la producción de GNL, sino con yacimientos de gas rico. «Los proyectos de GNL en la Argentina están buscando desarrollar áreas de gas húmedo, es decir que tienen gas, pero también tienen muchos líquidos. Las economías de esas áreas son mejores», aclaró la misma fuente.

Marín explicitó desde Abu Dhabi que “para poder avanzar en el financiamiento se necesita cerrar los acuerdos definitivos con Eni y XRG y luego proceder con cuestiones regulatorias para poder terminar de acceder al RIGI. En proyectos como este, el capital es intensivo y los FID que se firman en Oil&Gas son por el 70%, aunque se espera que por la magnitud de Argentina LNG se pueda obtener más, el resto se aporta en equity por los socios».

YPF y la ruta del GNL

Una vez superadas estas tres instancias normativas y firmados los acuerdos finales entre los tres socios que darán lugar a la Decisión Final de Inversión (o FID por Final Investment Decision) en el primer semestre de 2026, se lanzará la búsqueda de los mecanismos de financiamiento. Los socios coinciden en que este proceso se resuelva “lo más rápido posible para empezar a buscar el financiamiento” a comienzos del próximo año, cuyos números iniciales se estiman en unos US$ 17.000 millones en infraestructura, gasoductos, oleoductos y puerto, y al menos otros US$ 13.000 millones en el upstream.

El proyecto que también tiene detalles técnicos pendientes a resolver por los socios incorporará un cambio sustancial ya que no sólo estará destinado a la exportación de GNL, sino también de petróleo y los denominados líquidos del gas natural, lo que anexa una planta de separación primaria, un oleoducto, un poliducto por el cual se derivará los productos asociados.

Estos denominados NGLs por la sigla de Natural Gas Liquids, tendrán una planta de tratamiento y de exportación en una locación a definir entre el Gofo San Matías, donde convergen los mega proyectos del VMOS y el Argentina LNG o la ciudad de Bahía Blanca, donde ya opera en el segmento la empresa Mega.

Lo que está en un tiempo de definiciones pendientes es de qué manera se dará la integración y sinergia del proyecto de YPF con Eni y ADNOC, con el otro que en paralelo viene negociando la petrolera nacional con la Shell, que aportaría otros 6 Mtpa para alcanzar un total de 18 Mtpa al año. Hasta tanto se defina el rol de la petrolera angloholandesa que llegó a cubrir la salida de la malaya Petronas, los volúmenes de exportación que maneja YPF son de 50 MMm3/d de gas, 100.000 barriles de petroleó por día, y uno 150.000 barriles adicionales por día de insumos petroquímicos como el butano, propano o gasolina natural.

Las estimaciones que se hacen en YPF es que a precios normales de los distintos recursos energéticos el proyecto ya definido podría generar US$10.000 millones por año durante 20 años, al menos, de acuerdo a la ventana de oportunidad que se reconoce en el mundo. Hoy en la industria energética e incluso en el mundo hay un cambio de paradigma, se asegura, ya no se habla desde la diferenciación en los hidrocarburos sino de energía en general, y en ese sentido, el proyecto Argentina LNG está pensado para cubrir el faltante que habrá en 2030 a nivel global.

Por lo tanto, la exportación de GNL se planifica a partir de 2030, por lo cual si el FID se firma en los próximos meses, en 2027 ya se podría empezar a ejecutar el proyecto. Pero los trabajos no comenzarán recién entonces sino que ya se está trabajando con constructoras y proveedoras para hacer “licitaciones sujetas a” de manera de no retrasar el proyecto, y en menos de 24 meses empezar a ejecutar las obras y aumentar los rigs, con la certeza de que en cuatro años se llega tranquilamente a concretar todo el proyecto para la primera exportación.