El proyecto se desarrollaría en sociedad con la petrolera italiana ENI y con XRG, el brazo inversor de la estatal emiratí Adnoc, en un esquema que Marín calificó como el mayor project finance para América Latina. De acuerdo con el directivo, 70% del capital provendría de un crédito internacional, mientras que el resto se cubriría con aportaciones de los socios. "Esto es pura inversión extranjera. Porque si bien YPF es la argentinidad al palo e invertimos nosotros, el dinero para poder invertir este proyecto es absolutamente inversión extranjera", sostuvo, en referencia al origen mayoritariamente foráneo del capital comprometido.
El plan contempla, según la descripción de Marín, la construcción de una planta de procesamiento cuatro veces más grande que la mayor existente hoy en Neuquén, corazón de la formación no convencional de Vaca Muerta. A esa infraestructura se sumarían un gasoducto de 48 pulgadas de diámetro —1.20 metros, el de mayor calibre del país, según el directivo—, un oleoducto adicional y una planta de licuefacción de alrededor de 200 hectáreas. La magnitud de la obra buscaría posicionar a Argentina como el segundo exportador global de etano y el quinto de líquidos de petróleo, de concretarse las proyecciones difundidas por la compañía.
El desarrollo requeriría la perforación de más de 150 pozos para alcanzar el pico de producción, con trabajos que continuarían hasta 2050, precisó Marín. La meta de producción es de 12 millones de toneladas anuales, cifra que, de cumplirse, ubicaría al proyecto entre los de mayor envergadura anunciados globalmente en los últimos años. "Argentina va a exportar a partir del 2031 alrededor de 10,000 millones de dólares por año durante 20 años", aseguró el directivo sobre el crecimiento de la producción de petróleo y gas proyectada.
El régimen que ancla el capital extranjero
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), marco bajo el cual se estructura el proyecto, fue diseñado por el gobierno argentino para atraer capital de largo plazo mediante beneficios fiscales y cambiarios a inversiones superiores a ciertos montos mínimos. Su aplicación a Argentina LNG lo convertiría, según YPF, en el mayor anuncio de inversión registrado bajo ese esquema. En materia de empleo, Marín proyectó la generación de 20,000 puestos de trabajo asociados a las distintas etapas de construcción y operación, cifra que representaría un impacto relevante para las provincias patagónicas donde se concentra la actividad de Vaca Muerta, una de las mayores reservas de shale del mundo.
El precedente más cercano en la región lo constituye la propia expansión de Vaca Muerta en la última década, que transformó a Argentina de importador neto de gas a exportador incipiente, aunque sin infraestructura de licuefacción a gran escala hasta ahora. Para México, el antecedente que suele citarse en comparaciones de política energética es la apertura petrolera de 2013-2014, revertida parcialmente durante el sexenio de Andrés Manuel López Obrador y mantenida con matices por la actual administración federal.
El contraste entre ambos modelos es marcado. Mientras el esquema argentino abre la puerta al capital externo bajo un régimen de incentivos, Pemex arrastra desde hace años una carga financiera elevada y ha concentrado sus esfuerzos en refinación y producción doméstica, con inversión extranjera acotada por el marco constitucional mexicano. La disyuntiva entre apertura al capital foráneo y control estatal casi exclusivo ha sido tema recurrente en el debate energético latinoamericano.
El horizonte de exportación proyectado por YPF —10,000 mdd anuales durante veinte años a partir de 2031— colocaría al proyecto entre los de mayor escala en la historia energética sudamericana. Se trata, sin embargo, de proyecciones propias de la compañía sobre un desarrollo que apenas comenzaría obras en 2027, en un contexto de competencia regional por atraer inversión en gas natural licuado, con proyectos también en EU y otros países exportadores.
De cumplirse el cronograma expuesto por Marín, el proyecto avanzaría por etapas hasta 2050, con hitos intermedios en la construcción de la planta de procesamiento, el gasoducto, el oleoducto y la planta de licuefacción antes de que comiencen las exportaciones en 2031. Su ejecución dependerá de factores como la estabilidad regulatoria, el tipo de cambio y las condiciones de financiamiento internacional, así como de que el marco de incentivos resista eventuales cambios de administración en los próximos años.