Nuevo mapa mundial
El mapa mundial del gas licuado se reordenó después del shock de 2022 y cada una de las grandes petroleras europeas viene posicionándose desde entonces en una carrera silenciosa por las cuencas que van a abastecer la próxima década.
Eni, el campeón italiano, eligió un esquema distinto al de Shell o BP: en lugar de recalibrar sus ambiciones de transición, sostuvo un modelo híbrido, financiado por el cash flow del upstream y una apuesta fuerte por el gas como combustible puente. Dentro de ese mapa, Argentina empezó a tallar con forma propia.
La confirmación llegó en dos movimientos casi consecutivos. El primero, el 4 de marzo, con el ingreso ante la Securities and Exchange Commission del Form 6-K correspondiente al cuarto trimestre y al ejercicio completo 2025, firmado por el directivo del board Giuseppe Zafarana.
El segundo, el 19 de marzo, con la Capital Markets Update en la que Claudio Descalzi y su equipo desplegaron el plan estratégico 2026-2030. En ambos documentos, el proyecto Argentina LNG ocupa un lugar que ya no admite lecturas ambiguas: es uno de los FIDs que la compañía espera aprobar este año, en sociedad con YPF y XRG, el brazo internacional de inversiones del grupo ADNOC.
En el 6-K, Eni listó los avances estratégicos del cuarto trimestre 2025. Entre los hitos de exploración y producción, seis grandes proyectos puestos en marcha en el año en Angola, Indonesia, Noruega y Congo, aparece una línea que para la lectura argentina pesa más que cualquier otro dato operativo: el proyecto integrado upstream-midstream de 12 MTPA avanzó hacia la Decisión Final de Inversión con la firma del Joint Development Agreement entre los tres socios.
El documento también recupera el hito de octubre, cuando Eni e YPF rubricaron el Final Technical Project Description, y describe la arquitectura del desarrollo: dos unidades flotantes de licuefacción de 6 MTPA cada una, con un enfoque fasado que permite escalar la capacidad total hasta 30 MTPA en el largo plazo.
Ese mismo 6-K confirma otra pieza alineada con el proyecto. En noviembre, Eni acordó con YPF la adquisición del 50% y la operatoría del bloque OFF-5, en el offshore uruguayo, una decisión encuadrada dentro del marco del Argentina LNG. La operación todavía espera la aprobación de las autoridades de Uruguay, pero marca con claridad que la sociedad entre la italiana y la petrolera argentina se piensa en una escala regional más amplia que la cuenca neuquina.
El balance que sostiene la apuesta
Los números del cierre 2025 no son menores. En el cuarto trimestre Eni reportó un ingreso neto ajustado de €1.200 millones, un 35% por encima del mismo período del año anterior, con un cash flow operativo anual de €12.500 millones.
La producción anual llegó a 1,73 millones de barriles equivalentes por día y el ratio de reemplazo de reservas se ubicó en 167%, con 900 millones de barriles equivalentes de nuevos recursos descubiertos. Sobre esa base financiera es que se apoya el apetito inversor para un proyecto de la magnitud del Atgentina LNG.
Quince días después del 6-K, en la Capital Markets Update del 19 de marzo, Eni subió la apuesta. La compañía elevó su escenario de referencia a Brent en u$s 70 por barril, ocho dólares por encima del outlook preliminar que había comunicado en febrero, y prometió generar más de €70 mil millones de cash flow operativo acumulado en el quinquenio, con un crecimiento del 14% anual compuesto por acción.
En ese marco, el capex bruto para 2026 quedó fijado en torno a los €7 mil millones, con un promedio del plan por debajo de los €6 mil millones anuales, gracias a iniciativas de eficiencia y a la desconsolidación de algunas actividades.
Entre las aprobaciones de proyectos relevantes para el año, el documento enumeró los desarrollos del North Kutei Basin en Indonesia, parte del joint venture con Petronas que se cerrará a mitad de año bajo el nombre Searah, y en paralelo confirmó la expectativa de sancionar el proyecto argentino antes del cierre del ejercicio.
La lectura del mercado no dejó margen para la duda. Consultado por Michele Della Vigna, analista sectorial de Goldman Sachs, sobre las prioridades de FID para 2026, el equipo directivo de Eni fue categórico: «El foco de las FID 2026 está en Argentina, Costa de Marfil, Chipre y otras geografías africanas». El orden de mención no es casual: Argentina encabeza la lista.
El escenario que la guerra dejó corto
El 19 de marzo, cuando Descalzi presentó el plan quinquenal, el barril de Brent cotizaba cerca del umbral de u$s 70 que Eni eligió como referencia. Un mes después, con el Estrecho de Ormuz bloqueado y la escalada entre Estados Unidos e Irán reinstalada sobre la mesa, el Brent cerró el 20 de abril con un salto del 5,6% hasta u$s 95,48 por barril y sigue ubicándose en ese nivel.
La cláusula que Eni presentó con letra chica, la que libera el 60% del cash flow adicional en cualquier escenario que supere el plan, dejó de ser una opción retórica y empezó a funcionar sobre el terreno. Veinticinco dólares por barril sostenidos durante un trimestre mueven miles de millones en el P&L del grupo italiano, y ese dinero tiene dos destinos posibles: mayores distribuciones al accionista o aceleración del capex comprometido.
El mismo shock que engorda el cash flow, sin embargo, inyecta fricción sobre el cronograma del Argentina LNG. En CERAWeek, el columnista de Bloomberg Opinion Javier Blas lo planteó sin vueltas: el mundo no tiene instrumentos para compensar la pérdida del Estrecho de Ormuz si el cierre se extiende meses.
Rystad Energy cuantificó el daño sectorial en u$s 25.000 millones para el Golfo y puso en la cuenta algo más incómodo para los socios de Vaca Muerta: la cadena de turbinas de licuefacción, que hoy se fabrica con proveedores concentrados, ya arrastra demoras que también alcanzan a Argentina.
El frente más sensible para el consorcio es otro. La planta de gas de Habshan, pieza central del upstream doméstico de ADNOC, registró dos cierres parciales en quince días. ADNOC es el accionista mayoritario de XRG, el socio emiratí del Argentina LNG. Cada jornada que Habshan opera bajo presión geopolítica aumenta el costo de oportunidad del capital que los emiratíes estaban listos a destinar al Golfo de San Matías.
La arquitectura del proyecto y el dinero que falta levantar
La forma del proyecto está definida. Dos FLNG de 6 MTPA cada uno, equivalentes a unos 9 mil millones de metros cúbicos anuales de gas por unidad, amarrados en el Golfo de San Matías a unos 35 kilómetros al sur de Las Grutas, en Río Negro.
El gas saldrá en una primera etapa de los actuales campos convencionales y no convencionales a través de los gasoductos existentes, y luego de ductos dedicados que se construirán como parte del propio proyecto para traer la molécula exclusivamente de Vaca Muerta. La ventaja competitiva en mercados asiáticos contra el GNL estadounidense, que paga flete más alto, es uno de los argumentos que los socios repiten en cada presentación a potenciales financiadores.
Sobre ese frente, la pieza que faltaba en 2025 llegó con JP Morgan como estructurador. El banco norteamericano fue contratado por YPF para colocar hasta u$s 16 mil millones de project finance, dentro de una estructura típica que cubre entre el 70% y el 80% del costo total del desarrollo, estimado en torno a los u$s 20 mil millones.
Si la operación se concreta, será el mayor préstamo de project finance privado en la historia argentina. Los primeros embarques de GNL están planeados para 2030-2031.
La referencia operativa detrás de ese cronograma es reciente. El FLNG Nguya que arrancó en Congo el 7 de febrero se construyó en 35 meses, un benchmark que la propia Eni califica de nuevo estándar industrial, y el Coral North de Mozambique, con FID de octubre, apunta a entrar en operación en 2028.
Si los socios del Argentina LNG reproducen esa curva de aprendizaje a partir de la FID de mediados de 2026, los primeros embarques 2030-2031 dejan de ser una proyección optimista y pasan a ser una extrapolación directa de lo que Eni acaba de ejecutar en sus proyectos hermanos.
El portafolio de GNL que Eni presentó en la Capital Markets Update tiene una coherencia geográfica que vale la pena subrayar. En el Atlántico ecuatorial, Congo LNG alcanzó su capacidad de diseño de 3 MTPA con el arranque de la Fase 2 y la entrada en operación del FLNG Nguya, que en febrero cargó su primer buque.
En el Índico, Mozambique sumó la FID del proyecto Coral North, de 3,6 MTPA, que llevará la producción del país hasta los 7 MTPA cuando entre en operación. En el Atlántico Sur, Argentina entra ahora al mapa con 12 MTPA iniciales y un techo teórico de 30 MTPA.
Los tres proyectos comparten algo más que el esquema FLNG: los mismos socios aparecen en combinaciones variables. XRG es parte de Coral North junto a Eni, CNPC, ENH y Kogas, y ahora se suma al Argentina LNG. La lógica del capital emiratí sigue un patrón claro.
El reloj hacia la FID
Horacio Marín, desde YPF, fijó el cronograma en el acto de firma del JDA. Los tres socios van a trabajar intensamente para alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026. El mismo reloj aparece, con pocas palabras pero con la misma certeza, en la presentación a inversores de Eni del 19 de marzo. Y en el mismo comunicado del JDA, Guido Brusco, Chief Operating Officer de Recursos Naturales Globales de Eni, puso la tesis sobre la mesa: «Argentina LNG está emergiendo como una de las oportunidades más prometedoras del escenario global del gas. Este proyecto está tomando forma de una manera que refleja tanto liderazgo tecnológico como visión estratégica».
Entre medio, los equipos técnicos tienen que terminar los estudios de FEED, cerrar los acuerdos comerciales con los compradores finales del volumen y blindar la estructura de financiamiento. No es poco. La historia reciente del gas no convencional argentino muestra que los proyectos de esta escala no se firman hasta que cada pieza encaja.