YPF fijó 2031 como fecha “no negociable” para poner en funcionamiento las dos unidades flotantes del proyecto Argentina LNG y completar una transformación que busca convertir a Vaca Muerta en una plataforma de exportación energética de escala mundial.
El presidente y CEO de la petrolera, Horacio Marín, presentó en Houston una hoja de ruta que contempla inversiones cercanas a US$29.000 millones hasta ese año y un desembolso acumulado de US$51.000 millones durante los 15 años de desarrollo del proyecto.
La iniciativa, impulsada por YPF junto con la italiana Eni y XRG —brazo internacional de inversiones energéticas de ADNOC—, tendrá una capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales de gas natural licuado mediante dos unidades FLNG instaladas frente a la costa de Río Negro.
El proyecto integrará la producción de gas rico en Neuquén, gasoductos dedicados, plantas de procesamiento, fraccionamiento de líquidos, infraestructura portuaria y las instalaciones flotantes de licuefacción.
Para Marín, el desafío ya no consiste en demostrar la existencia o productividad de los recursos de Vaca Muerta. La carrera ahora pasa por acelerar la infraestructura, cerrar el financiamiento y cumplir un cronograma que permita colocar el gas argentino en los mercados internacionales antes de que otras fuentes capturen la demanda prevista para la próxima década.
US$29.000 millones antes de comenzar a exportar
Argentina LNG calcula una inversión total de US$51.000 millones durante la vida del proyecto. De esa cantidad, alrededor de US$29.000 millones deberán ejecutarse hasta 2031, fecha prevista para la entrada en operación de las dos unidades FLNG.
Aproximadamente US$24.000 millones estarán destinados a infraestructura estratégica: complejos industriales, gasoductos, instalaciones portuarias y las dos plantas flotantes de licuefacción.
Otros US$5.000 millones financiarán la perforación y el desarrollo de los pozos necesarios para abastecer ambas unidades a plena capacidad.
Marín aseguró que la definición técnica del proyecto está terminada y que el próximo paso será una licitación internacional para seleccionar al proveedor de las tuberías. Tras completar los procesos comerciales y de ingeniería pendientes, los socios deberán adoptar la decisión final de inversión.
Ese momento marcará la separación entre una proyección y un compromiso contractual de capital.
“A partir de ahí todo pasa a ser obligado, o sea, compromiso de inversión”, explicó el ejecutivo en una entrevista con El Observador.
El cronograma prevé que las principales obras de gasoductos, instalaciones industriales y unidades de licuefacción comiencen durante 2027.
Dos plantas flotantes y 12 millones de toneladas
Argentina LNG estará compuesto inicialmente por dos unidades FLNG de seis millones de toneladas anuales cada una. Ambas operarán en el Golfo San Matías y recibirán gas de Vaca Muerta mediante infraestructura dedicada.
Las plantas flotantes permitirán reducir algunos de los plazos y riesgos asociados con la construcción de una terminal terrestre, además de ejecutar el proyecto en etapas.
YPF estima que las dos unidades pueden generar exportaciones cercanas a US$10.000 millones anuales durante aproximadamente dos décadas. El proyecto tiene, además, capacidad potencial para escalar desde 12 hasta 18 millones de toneladas anuales.
Marín destacó que el diseño no dependerá exclusivamente de la venta de GNL. La producción de gas rico permitirá obtener condensados, líquidos y materias primas petroquímicas, creando varias fuentes de ingresos.
El presidente de YPF definió esa combinación como una cobertura natural: los precios del gas, los líquidos y los productos petroquímicos no siempre se mueven en la misma dirección, lo que puede reducir la exposición financiera y mejorar la bancabilidad del proyecto.
Esta diversificación será importante para captar financiamiento internacional mediante una estructura de project finance, respaldada por contratos de exportación de largo plazo con compradores de grado de inversión.
Argentina ya tiene un contrato vinculante con Alemania
Mientras YPF, Eni y XRG desarrollan el proyecto de 12 millones de toneladas, Argentina prepara una primera etapa exportadora de menor escala a través de Southern Energy.
El consorcio está integrado por Pan American Energy, con el 30%; YPF, con el 25%; Pampa Energía, con el 20%; Harbour Energy, con el 15%; y Golar LNG, con el 10%.
Southern Energy tiene prevista una capacidad combinada cercana a seis millones de toneladas anuales mediante dos unidades flotantes.
El consorcio firmó con la empresa estatal alemana Securing Energy for Europe un contrato vinculante para suministrar dos millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años. Las primeras entregas están previstas para finales de 2027.
El volumen equivale aproximadamente a nueve o diez millones de metros cúbicos diarios de gas y ocupará más del 80% de la capacidad nominal de la primera unidad, Hilli Episeyo.
El buque será acondicionado antes de instalarse frente a la costa de Río Negro. Durante la primera etapa operará principalmente en los meses de menor consumo interno argentino, utilizando capacidad disponible en la infraestructura existente.
La llegada posterior de una segunda unidad elevará la producción del proyecto a cerca de seis millones de toneladas anuales y exigirá un gasoducto dedicado para exportar durante todo el año.
El contrato con Alemania es especialmente relevante porque aporta demanda firme y precede al proyecto de mayor escala liderado por YPF. Argentina no tendrá que esperar hasta 2031 para ingresar al mercado global: comenzaría a exportar GNL en 2027 y utilizaría esa primera experiencia para reducir riesgos operativos y comerciales.
Más de US$50.000 millones en exportaciones
Marín sostuvo que Argentina podría superar los US$50.000 millones anuales en exportaciones energéticas cuando los proyectos de petróleo, gas, GNL, líquidos y petroquímica alcancen su desarrollo completo.
La cifra no corresponde exclusivamente a Argentina LNG. Incluye la expansión petrolera de Vaca Muerta, la capacidad adicional de los oleoductos, el crecimiento del GNL y la comercialización de productos asociados.
Argentina LNG aportaría cerca de US$10.000 millones anuales bajo su configuración inicial, mientras que Southern Energy agregaría una corriente exportadora independiente.
El petróleo ocupará otra parte sustancial. Vaca Muerta Oil Sur conectará la Cuenca Neuquina con una terminal de aguas profundas en Punta Colorada, Río Negro, y permitirá elevar progresivamente la capacidad de exportación.
La dimensión de las metas exige que la producción y la infraestructura crezcan de manera coordinada. Perforar nuevos pozos sin gasoductos, oleoductos, plantas de procesamiento y terminales disponibles solo trasladaría el cuello de botella desde el subsuelo hasta la superficie.
El episodio de Ormuz expuso el riesgo logístico
Marín relató que una de las monoboyas necesarias para la futura capacidad exportadora de petróleo fue fabricada en Dubái y debió atravesar el estrecho de Ormuz en medio del conflicto regional.
Una demora después del 19 de septiembre habría ocasionado, según el ejecutivo, pérdidas potenciales de hasta US$15 millones diarios debido al impacto sobre el cronograma de las obras.
YPF llegó a comprar una segunda boya como alternativa ante la posibilidad de que el primer equipo quedara atrapado. Finalmente, la embarcación consiguió cruzar el estrecho.
El incidente muestra que la expansión de Vaca Muerta depende de una cadena internacional de suministros expuesta a guerras, restricciones marítimas, disponibilidad de buques y tiempos de fabricación.
También refuerza el argumento estratégico de Argentina: los mercados occidentales buscan nuevas fuentes de petróleo y gas fuera de las principales zonas de conflicto, pero desarrollar esos recursos exige importar equipamiento cuya logística continúa expuesta a esas mismas tensiones.
Producción operada y disciplina de ejecución
Marín también presentó el objetivo de llevar la producción operada por YPF hasta el equivalente de dos millones de barriles diarios. Alcanzar esa escala requerirá mejorar la productividad de los pozos, reducir costos y asegurar capacidad de transporte para cada incremento de producción.
La meta representa una expansión extraordinaria respecto de los niveles actuales y debe entenderse como parte de la plataforma integrada que YPF pretende construir junto con sus socios, no como un resultado garantizado.
La compañía ha situado 2031 como punto de llegada para evitar que las decisiones y las obras se desplacen continuamente hacia el futuro.
“No es negociable”, afirmó Marín sobre el plazo. La expresión funciona como una exigencia interna para acelerar licitaciones, ingeniería, financiamiento y construcción.
La fecha, sin embargo, solo podrá sostenerse si los socios alcanzan la decisión final de inversión, cierran contratos de venta suficientes y consiguen movilizar miles de millones de dólares en los mercados internacionales.
Conclusión: la oportunidad de Vaca Muerta ya no está determinada solamente por el volumen de sus recursos, sino por la velocidad con la que Argentina pueda construir la infraestructura para exportarlos. Los contratos iniciales con Alemania ofrecen una primera vía comercial; Argentina LNG aportaría la escala. Entre ambos puntos existe una carrera de cinco años en la que cada licitación, gasoducto y decisión de inversión determinará si 2031 será realmente una fecha “no negociable” o una nueva meta postergada.
Fuentes principales: entrevista de Horacio Marín con El Observador, presentación de Argentina LNG ante el RIGI, acuerdo de desarrollo entre YPF, Eni y XRG y contrato de Southern Energy con la alemana SEFE.
