Oficialización del cronograma
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, fijó junio como ventana de presentación del proyecto Argentina LNG ante el RIGI.
El anuncio -realizado ayer en el marco de una entrevista- llegó apenas tres días después del ingreso al régimen del proyecto LLL Oil por u$s 25.000 millones.
La definición confirma una frase preliminar del propio Marín, que a fines de abril, en Expo EFI, sostuvo: “Agarrate con los RIGI que vamos a meter en mayo y junio”. Mayo se cumplió con LLL Oil. Junio cerraría la segunda mitad con Argentina LNG, el consorcio que YPF comparte al 33% con ENI y XRG, el brazo internacional de inversión de ADNOC. Es la primera vez que Horacio Marín pone fecha pública concreta al expediente RIGI del proyecto de GNL.
Las cifras que repasó el directivo no son nuevas pero ganan peso bajo el formato de la solicitud.
El proyecto requiere u$s 20.000 millones para infraestructura y otros u$s 10.000 millones para perforación de pozos, en un horizonte de cuatro años, con YPF al 30% del capital y el resto cubierto por sus dos socios. La capacidad inicial declarada es de 12 millones de toneladas anuales (MTPA), repartida en dos unidades flotantes de licuefacción de 6 MTPA cada una.
El proyecto llega al RIGI con la sociedad receptora ya constituida. Argentina LNG figura nombrada en la Ley provincial 5.789 que la Legislatura de Río Negro sancionó el 27 de febrero de 2026 y que convirtió en ley el acta de estabilidad fiscal por 30 años firmada el 23 de enero entre el gobernador Alberto Weretilneck y el propio Marín. Esa leguslación provincial se monta sobre el RIGI nacional.
La asimetría con LLL Oil
Si en mayo YPF presentó al régimen un proyecto al 100% bajo su control y orientado a upstream puro, en junio ingresará una operación tripartita con upstream, midstream y downstream entrelazados.
LLL Oil contempla la perforación de 1.152 pozos y la producción sostenida de 240.000 barriles por día desde 2032, con un horizonte de 15 años. Por otro lado, Argentina LNG concentra una inversión en cuatro años y obliga a construir un gasoducto de 48 pulgadas, oleoductos paralelos, poliductos para los líquidos del gas, plantas de tratamiento y dos buques licuefactores anclados frente a la costa rionegrina.
La diferencia operativa explica, a la vez, el reordenamiento del marco regulatorio. El Decreto que en febrero de 2026 extendió el RIGI a la exploración y producción de hidrocarburos había sido pensado para casos como LLL Oil: un ticket grande, operador único y una escala upstream considerada “pura”. Argentina LNG ensaya la otra carga del régimen: consorcio internacional, integración vertical y estructuración con project finance global.
Marín lo enmarcó en términos sencillos: "Sin RIGI, todas estas cosas no hubieran podido hacerse". Atribuyó la atracción de los socios al efecto combinado de la seguridad jurídica y cambiaria del esquema con un gobierno que describió como "amigable con las inversiones".
Sobre la asimetría regulatoria puede distinguirse otra, operativa. Los 800 pozos que el proyecto de GNL necesita perforar para alcanzar el pico —cifra que Marín repitió en Houston durante la Offshore Technology Conference 2026— se asientan sobre la misma logística que LLL Oil: equipos de fractura, suministro de arena y agua, base de servicios geográficamente contigua.
La diferencia está en la ventana de Vaca Muerta que cada uno persigue. LLL Oil se concentra en la ventana de oil, donde la roca produce crudo liviano apto para exportación. Argentina LNG necesita ventanas de gas seco y húmedo, con menor saturación de líquidos y mayor proporción de metano.
El feedstock no es el mismo aunque el shale play de Vaca Muerta sí lo sea.
A la asimetría geológica se le suma una territorial. El gasoducto de 48 pulgadas, los poliductos, las plantas de tratamiento y los buques licuefactores se localizan fuera de la cuenca productiva. "Hay muchas obras y mucho trabajo de metalmecánica, no es solamente en Neuquén", dijo Marín. Río Negro hereda el midstream y el downstream del proyecto que YPF presentará el mes próximo.
Un informe de McKinsey sobre la integración de la cadena de valor de Vaca Muerta estimó que el conjunto de proyectos de GNL argentinos podría atraer "cerca de u$s 30.000 millones de inversión hacia 2030" y crear hasta 28 MTPA de capacidad exportadora de gas hacia fin de la década.
Argentina LNG concentraría la mayor parte: 12 MTPA en su fase inicial, hasta 18 MTPA con la expansión que Marín ya mencionó en marzo. Quedan poco más de 10 MTPA repartidas entre las iniciativas restantes del paquete argentino, entre ellas Southern Energy y LNG del Plata.
Junio, noviembre, fin de año: tres ciclos
El timing de junio no se agota en la solicitud al RIGI. Marín dijo en Houston, durante la primera semana de mayo, que YPF esperaba iniciar formalmente el proceso de project finance en junio, con la meta de cerrar la estructura financiera hacia fin de año.
El ticket que JP Morgan está armando se estima en u$s 16.000 millones, suficiente para cubrir el 70% del proyecto base de 12 MTPA. Si el cronograma se sostiene, la decisión final de inversión llegaría en noviembre, fecha que Marín consignó a principios de marzo. Santander es la otra entidad que también se encuentra trabajando a la par.
Junio funciona, por lo tanto, como el cuello de varios cronogramas a la vez. Presentación RIGI, arranque del virtual data room para los bancos, primer paso del project finance internacional. Cada eslabón depende del anterior y todos deben sostenerse en paralelo si el FID quiere llegar a tiempo.
El compromiso de dividendos a partir de 2028 que el propio Marín deslizó no es ajeno a este calendario. "Lo que me pidió Milei es que genere valor para los accionistas", recordó el CEO en la misma conversación.
La promesa de distribuir utilidades al Estado, accionista mayoritario con el 51%, y al resto de los privados implica un techo implícito al apalancamiento y al ritmo de capex en plena ejecución de LLL Oil más Argentina LNG. La compatibilidad entre la disciplina financiera anunciada y la magnitud de los desembolsos comprometidos será un dato sectorial cuando se discuta el project finance.