El proyecto Argentina LNG, liderado por YPF junto a la italiana ENI y la petrolera estatal de Emiratos Árabes ADNOC, avanza hacia su etapa decisiva. Sin embargo, su desarrollo requiere una modificación clave: la adecuación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para incluir proyectos de gas húmedo dentro de los beneficios fiscales y cambiarios del régimen.
La medida busca incorporar el segmento de upstream —la producción de gas natural con líquidos asociados— al esquema promocional creado por la Ley Bases en 2024, originalmente diseñado solo para proyectos de gas seco. El cambio permitirá viabilizar la producción en áreas de Vaca Muerta destinadas a abastecer la futura planta de licuefacción de gas natural (GNL) que se construirá en la costa rionegrina.
Manantiales Behr: la última joya de YPF en Chubut entra en la recta final El Decreto 749/2024, que reglamentó el RIGI, limitaba el acceso al régimen a los proyectos de gas seco para exportación. Pero los socios de Argentina LNG advirtieron que los principales campos gasíferos de Vaca Muerta, como Aguada de la Arena, Rincón de la Ceniza, Las Tacanas y Aguada Villanueva, contienen gas húmedo, con alto contenido de líquidos valiosos (etano, propano, butano y gasolinas).
Ante esta situación, YPF y sus socios propusieron al Gobierno ampliar la reglamentación para incluir esos desarrollos dentro del régimen. La Secretaría de Energía, junto al Ministerio de Economía y los gobiernos de Neuquén y Río Negro, trabaja en la redacción final del nuevo texto que precisará el alcance del beneficio. “El objetivo es clarificar que aquellas áreas predominantemente gasíferas, aunque contengan líquidos asociados, sean consideradas parte del gas dedicado a exportación”, explicó una fuente oficial al tanto de las negociaciones.
Marín afirmó que el acuerdo de YPF con ADNOC generará 50.000 puestos de trabajo El proyecto y sus socios El proyecto Argentina LNG fue anunciado en 2024 como el mayor desarrollo energético exportador en la historia del país. Requiere una inversión estimada de 30.000 millones de dólares —unos 17.000 millones en infraestructura y transporte, y 13.000 millones en upstream— y prevé producir 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL en su primera etapa, ampliables a 18 MTPA con la suma de un tercer buque.
La sociedad se consolidó tras la firma, en Abu Dhabi, del framework agreement entre YPF, ENI y XRG, la división internacional de ADNOC. El acuerdo establece un período de 30 días para rubricar los contratos definitivos y avanzar en los mecanismos de financiamiento internacional, paso previo a la Decisión Final de Inversión (FID), prevista para el primer semestre de 2026. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó que “para poder avanzar en el financiamiento se necesita cerrar los acuerdos definitivos con ENI y XRG y luego proceder con cuestiones regulatorias para acceder al RIGI”.
La petrolera más grande del mundo busca personal en la Patagonia y alimenta versiones sobre su desembarco en Vaca Muerta La ventana del gas húmedo El cambio de estrategia técnica impulsado por Shell y ENI durante las últimas reuniones con YPF reorientó el foco hacia el gas húmedo, considerado más rentable que el gas seco. Las economías de esas áreas —donde el gas natural se produce junto a líquidos de alto valor comercial— permiten mejorar la tasa de retorno y aportar insumos adicionales para el segmento petroquímico y de exportación de líquidos (NGLs).
En ese sentido, el proyecto Argentina LNG incluirá, además de la planta de licuefacción flotante, una planta de separación primaria y un poliducto para transportar los NGLs (Natural Gas Liquids), con destino a un punto de embarque aún en evaluación entre Bahía Blanca y el Golfo San Matías, donde convergen los proyectos del Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) y el propio LNG.
Grupo San Martín presentó una oferta de USD 350 millones por Manantiales Behr en Chubut Mientras se define la reglamentación ampliada del RIGI, el gobierno de Río Negro deberá enviar a su Legislatura una ley específica para el desarrollo portuario y logístico del proyecto, en tanto que Neuquén trabaja en la conversión de las concesiones de exploración a CENCH (Concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos), para permitir el ingreso formal de ENI y ADNOC como socios productivos.
Ambas provincias son actores clave en la integración territorial del proyecto: Neuquén aportará el gas desde la cuenca y Río Negro desarrollará la infraestructura portuaria para su exportación.
Un proyecto que redefine la matriz energética La ejecución de Argentina LNG se perfila como el proyecto más transformador del sector energético argentino en las próximas décadas. Según estimaciones de YPF, el complejo podría generar US$ 10.000 millones anuales de exportaciones durante al menos 20 años, consolidando a la Cuenca Neuquina como polo exportador de gas natural licuado y derivados. Si los plazos se cumplen, las obras podrían comenzar en 2027, con la primera exportación prevista para 2030, fecha que coincide con el inicio del déficit global proyectado de oferta de GNL.
Fuente: ADN Sur