Tras el ingreso de ADNOC junto a YPF y Eni, la Secretaría de Energía trabaja en adaptar el RIGI para incluir proyectos de upstream en áreas gasíferas con líquidos asociados; en 30 días apuntan a firmar los acuerdos definitivos y avanzar con el financiamiento.
El proyecto Argentina LNG que YPF impulsa con Eni y la emiratí ADNOC dio un paso político-regulatorio clave: el Gobierno habilitará que el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) incluya desarrollos de upstream de gas húmedo (yacimientos gasíferos con etano, propano, butano y gasolinas asociados), condición necesaria para la economía del plan exportador. La adecuación del esquema, no contemplada en la reglamentación original, permitirá encuadrar pozos predominantemente gasíferos pero con líquidos, como Aguada de la Arena y Rincón de la Ceniza, dentro del universo elegible del régimen.
Según informó el Periodista Ignacio Ortíz, YPF y sus socios aspiran a firmar en 30 días los acuerdos de asociación definitivos. En paralelo, se avanzará en tres frentes: la reglamentación final del RIGI para el proyecto integral de LNG; una ley provincial en Río Negro que dé marco a la plataforma exportadora; y la firma de CENCH que habiliten el ingreso de ENI y ADNOC en el upstream. Superados esos pasos, la Decisión Final de Inversión (FID) se proyecta para el primer semestre de 2026, con inicio de ejecución desde 2027. econojournal.com.ar
El consorcio estima US$ 17.000 millones en infraestructura (gasoductos, terminal/patio industrial y puerto) y US$ 13.000 millones en upstream. El diseño incorpora, además del GNL, la separación y exportación de NGLs y petróleo, lo que implicaría una planta de tratamiento y poliducto/oleoducto con locación a definir entre Golfo San Matías (Río Negro) y Bahía Blanca (donde opera Mega). En volúmenes, el plan trabaja con 50 MMm³/d de gas, 100.000 bbl/d de crudo y 150.000 bbl/d de NGLs. Con estos supuestos, YPF calcula ingresos del orden de US$ 10.000 millones anuales durante dos décadas.
El giro técnico hacia gas rico, y no gas seco, responde a la mejora de los flujos por la venta de líquidos asociados, una recomendación que emergió de los equipos de Shell y ENI en el diseño del portafolio. La definición pendiente es cómo integrará YPF este desarrollo con el proyecto paralelo que negocia con Shell (6 Mtpa adicionales) para alcanzar una capacidad total de 18 Mtpa hacia 2030. Mientras tanto, YPF trabaja con constructoras y proveedores en “licitaciones sujetas a” para ganar tiempo y acelerar el cierre financiero una vez firmados los acuerdos definitivos.
Para la Norpatagonia, con Neuquén como origen del gas y Río Negro en la ventana logística/portuaria, la señal es concreta: si la ingeniería regulatoria se completa y el financiamiento se cierra en 2026, Argentina LNG podría encaminar su construcción desde 2027 y abrir una nueva matriz exportadora que combine gas licuado, petróleo y NGLs con demanda global en la próxima década.
