Negociaciones claves
La Argentina Week tuvo en todo momento dos agendas: la que se anuncia y la que ocurre en los márgenes.
Mientras los paneles ocupaban los salones de JPMorgan Chase en Park Avenue y luego del Bank of America, Horacio Marín avanzaba en paralelo con una serie de reuniones bilaterales que forman parte de algo más concreto: la hoja de ruta hacia la decisión final de inversión del Argentina LNG.
Según pudo saber Shale24, el presidente y CEO de YPF mantuvo encuentros con Deutsche Bank, Citibank y dos bancos japoneses en el marco del proceso de project finance del proyecto que la compañía desarrolla junto a ENI y XRG, el brazo internacional de inversiones de ADNOC. Las conversaciones con Banco Santander también se encuentran avanzadas dentro de la misma operación. La noticia fue anticipada por Shale24 esta misma semana.
El volumen de lo que se está estructurando es difícil de dimensionar en términos locales.
JP Morgan, que actúa como banco advisor de la ronda, ya inició consultas con más de 200 entidades financieras a nivel global. La meta es levantar entre u$s 12.500 y u$s 16.000 millones en financiamiento de deuda — entre el 70% y el 80% de un capex de infraestructura estimado en u$s 20.000 millones para la fase prioritaria de 12 millones de toneladas anuales. A eso se suman u$s 10.000 millones para el desarrollo del upstream, lo que lleva la inversión integrada total a u$s 30.000 millones, según precisó Marín.
Varios bancos ya caracterizan la operación como el mayor project finance de América Latina — una categoría que, hasta hace poco, ni siquiera era parte de la conversación para un proyecto argentino. El precedente inmediato en el país son los u$s 2.000 millones cerrados para el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, que JP Morgan calificó como el mayor financiamiento de infraestructura energética argentina hasta ese momento.
La estructura: non-recourse, ECAs y bancos comerciales
El modelo que YPF está armando con JP Morgan es non-recourse: el riesgo crediticio recae sobre el proyecto y su capacidad de repago, no sobre los balances de los sponsors. Las fuentes son múltiples — agencias de crédito a la exportación (ECAs), bancos de desarrollo y bancos comerciales como anclas del consorcio — y el esquema replica el que JP Morgan ya utilizó en Mozambique LNG, Golden Pass, Plaquemines, Corpus Christi Stage 3 y Rio Grande LNG, entre otros.
La presencia de bancos japoneses en las reuniones de Marín responde a una lógica clara. XRG, el brazo de ADNOC con un tercio del proyecto junto a ENI y YPF, es la puerta de entrada al mercado asiático — el destino natural del GNL argentino, que tiene ventaja competitiva sobre el norteamericano por razones de distancia y logística. Los bancos japoneses son actores estructurales en el financiamiento de proyectos de GNL orientados a Asia. No suelen aparecer en estas conversaciones por accidente.
El proyecto y su escala
El acuerdo de desarrollo conjunto (JDA) entre YPF, ENI y XRG fue firmado en febrero de 2026, con una estructura tripartita de aproximadamente un tercio para cada socio. Dos unidades flotantes de licuefacción de 6 MTPA cada una, en el Golfo San Matías frente a las costas de Río Negro, con producción, procesamiento, transporte y exportación integrados desde Vaca Muerta.
El FEED está en marcha, el FID apunta a la segunda mitad de este año y las primeras exportaciones se proyectan para 2030-2031. El objetivo declarado por Marín es más amplio: que Argentina exporte u$s 30.000 millones anuales en gas y petróleo a partir de ese año.
En el margen del evento, Marín compartió mesa con Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy, y Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía. El tema fue el mismo: oportunidades de inversión en torno al proyecto. Que los tres ejecutivos estuvieran en la misma conversación dice algo sobre el grado de articulación que el Argentina LNG empieza a generar entre los grandes operadores privados del sector.
Hay además una hoja de ruta de expansión. Durante 2026 se evaluará la posibilidad de un tercer FLNG de 7 MTPA adicionales, con FID en 2027 o 2028 y operación comercial en 2032. El capex de esa fase se estima en torno a los u$s 8.000 millones. Si se concreta, la capacidad total llegaría a cerca de 19 MTPA — suficiente para situar a Argentina entre los diez mayores exportadores mundiales de GNL al momento de alcanzar capacidad plena.
El argumento geopolítico que Marín lleva a los bancos
La escalada en Medio Oriente presiona el suministro de GNL desde Qatar hacia Europa. Para YPF, ese contexto no es solo telón de fondo: es un argumento activo frente a los bancos. En un escenario de tensión sobre las rutas tradicionales, los compradores europeos y asiáticos tienen incentivos adicionales para diversificar hacia fuentes de largo plazo. Argentina, con Vaca Muerta como respaldo geológico y el RIGI como marco regulatorio estabilizado, se presenta como esa alternativa. La lógica de mercado acompaña.
Lo que ocurrió en Nueva York esta semana no es un evento aislado. El mercado de project finance para energía argentina acumula hoy una densidad que no tenía desde los años noventa. El VMOS estableció el modelo. El gasoducto dedicado de Southern Energy — que conectará Vaca Muerta con los buques licuefactores en el Golfo San Matías — está en negociaciones para un préstamo sindicado cercano a los u$s 1.000 millones. Cada operación que se cierra reduce la percepción de riesgo país para la siguiente.
JP Morgan documentó esa lógica al describir el VMOS como el comienzo de una nueva ola de inversiones en Argentina — una prueba deliberada del apetito internacional por riesgo argentino. El Argentina LNG es la primera gran apuesta de que esa ola ya está en marcha.