La colosal inyección de divisas busca cubrir la totalidad de la infraestructura de transporte y procesamiento requerida en el golfo de Río Negro. Si se cumplen los plazos previstos, el complejo flotante comenzará a revertir la matriz de divisas nacional mediante embarques masivos a partir de la próxima década.

El desarrollo de la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta se prepara para dar el mayor salto de escala productiva desde su descubrimiento. Las autoridades de YPF, bajo la conducción de su presidente Horacio Marín, aceleran gestiones con grandes bancos de Wall Street para asegurar un financiamiento de hasta 16.000 millones de dólares. La titánica ingeniería financiera, coordinada principalmente por firmas como JP Morgan y Santander, sentará las bases para la infraestructura intermedia del proyecto Argentina LNG. 

La megaobra hidrocarburífera contempla un desembolso integral proyectado en más de 51.000 millones de dólares para el conjunto de sus etapas operativas. Sin embargo, la estrategia de los socios fundadores radica en aislar el riesgo financiero mediante vehículos específicos; por ello, los fondos solicitados se volcarán a la firma intermedia Midco. Este holding se encargará exclusivamente de construir un gasoducto de alta presión de 527 kilómetros de extensión, plantas de separación de líquidos y puertos de carga. 

El corazón operativo de la exportación se localizará en las costas atlánticas del golfo San Matías, en la provincia de Río Negro. Allí se prevé el posicionamiento y anclaje de dos megaunidades flotantes de licuefacción con capacidad para 12 millones de toneladas anuales de gas. Esta tecnología de vanguardia permitirá enfriar el recurso extraído en el suelo neuquino para licuarlo, facilitando así su carga y distribución marítima hacia los mercados de consumo de Europa y Asia. 

Por su parte, la extracción directa del gas en boca de pozo quedará bajo la órbita de la firma Upco, manteniendo un riguroso equilibrio de gobernanza corporativa. En esta sociedad, YPF retendrá el 36% de las acciones, mientras Eni y XRG tendrán un 32% cada una. Esta alianza estratégica, que incorpora el capital de Abu Dhabi a través de la división internacional de ADNOC, dota al consorcio de una sólida calificación para negociar contratos de compra a largo plazo con grandes clientes internacionales.

El cronograma oficializado por las compañías petroleras proyecta el inicio de las tareas de montaje y obra civil pesada a lo largo del periodo comprendido entre 2026 y 2030. Se estima que el plan de construcciones industriales generará picos de hasta 40.000 puestos de trabajo anuales directos e indirectos durante su tercer año de ejecución. Los directivos confían en que el blindaje impositivo y legal que otorga el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) será clave para destrabar los desembolsos de los bancos. 

De no mediar imprevistos regulatorios, la meta final del consorcio apunta a comenzar las operaciones comerciales de exportación en el año 2031. Para el Estado nacional, la consolidación de esta ruta de salida para el gas no convencional significaría una inyección genuina cercana a los 10.000 millones de dólares anuales durante dos décadas. La definición del crédito antes de diciembre marcará si las reservas bajo tierra se transforman en una realidad comercial global.