El plan de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) más ambicioso de Argentina, impulsado por YPF junto a la italiana Eni y la petrolera estatal de Emiratos Árabes ADNOC, avanza a paso firme tras la formalización de su tercer socio. Sin embargo, el futuro del proyecto, que prevé una inversión total superior a los US $30.000 millones, pende de una modificación regulatoria clave por parte del Gobierno: adaptar el RIGI para incluir los proyectos de explotación de gas húmedo (gas con líquidos) en Vaca Muerta.
El nudo RIGI: Gas Húmedo vs. Gas Seco
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), reglamentado a mediados de 2024 (Decreto 749/2024), solo garantizó beneficios para el gas seco destinado a la exportación. Los yacimientos de gas húmedo, que producen gas junto a líquidos petroquímicos de alto valor (etano, propano, butano y gasolinas), quedaron en una "zona gris".
Según explican las compañías, este es un error de cálculo: las áreas ricas en líquidos, como Aguada de la Arena y Rincón de la Ceniza, ofrecen una ecuación económica mucho más sólida y atractiva para la viabilidad de una planta de licuefacción. De hecho, técnicos de Shell y Eni recomendaron priorizar estas zonas por los ingresos adicionales que generan los líquidos asociados.
Cronograma ajustado y próximos pasos
La incorporación de XRG, el vehículo global de inversiones de ADNOC, convierte a la estatal de Emiratos Árabes en el tercer socio del proyecto, que apunta a generar US $10.000 millones anuales en exportaciones durante dos décadas.
Las empresas esperan cerrar los contratos definitivos en los próximos 30 días, lo que activaría la búsqueda de financiamiento internacional. Para ello, trabajarán intensamente con el Ministerio de Economía y los gobiernos de Neuquén y Río Negro para destrabar tres puntos regulatorios:
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- Reglamentación del RIGI que incluya el upstream de gas húmedo.
- Ley provincial en Río Negro para habilitar la operación exportadora (clave para la ubicación del puerto).
- Concesiones de explotación no convencional (Cench) para formalizar la participación de Eni y ADNOC.
Si se cumplen los plazos, la decisión final de Inversión (FID) podría firmarse en el primer semestre de 2026.
Cifras e infraestructura
La inversión de US $30.000 millones se dividirá en: US $17.000 millones para infraestructura (gasoductos, oleoductos, poliductos y el puerto de exportación) y US $13.000 millones para el upstream. Se espera que el 70% del capital provenga de deuda internacional.
Volúmenes Base Proyectados (YPF):
- Gas: 50 millones de metros cúbicos por día.
- Petróleo: 100.000 barriles diarios.
- Líquidos Petroquímicos: 150.000 barriles diarios.
Las obras de infraestructura comenzarían en 2027 y las primeras exportaciones de GNL se estiman para 2030, justo a tiempo para aprovechar la ventana global de nuevos suministros de GNL que se abre a partir de ese año. Aún se evalúa la localización del complejo industrial, barajándose entre el Golfo San Matías y Bahía Blanca.
