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El reloj de Vaca Muerta corre contra el calendario de Wall Street. JP Morgan, el banco de inversión más grande del mundo por capitalización bursátil, ya tiene en su mesa de operaciones la tarea más ambiciosa de la historia energética argentina: estructurar entre USD 14.000 millones y USD 16.000 millones de deuda para que YPF, Eni y XRG —el brazo de inversiones de ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi— lleven el proyecto Argentina LNG a la decisión final de inversión a mediados de 2026.
El paquete representa entre el 70% y el 80% del capex total de la Fase 3, estimado en USD 20.000 millones. Si el cronograma se cumple, los primeros barcos con gas natural licuado neuquino zarparían del Atlántico Sur en 2030 o 2031, con dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) capaces de despachar 12 millones de toneladas anuales. La Fase 2, ya en marcha, llevaría la capacidad total a 18 mtpa hacia esa misma ventana.
Por qué JP Morgan y por qué ahora
La elección del banco no es casualidad. JP Morgan domina el ranking global de project finance del sector oil & gas hace una década y mantiene relación directa con los compradores asiáticos y europeos que YPF necesita firmar antes del FID. Quien estructura un paquete de este tamaño no consigue solo la deuda: marca el precio al que el resto del mercado prestará a cualquier proyecto argentino downstream y upstream durante el resto del ciclo.
El esquema previsto combina deuda bancaria sindicada, bonos en mercado internacional y créditos de agencias multilaterales y de exportación. La operación se activará en cuanto se firme el acuerdo vinculante con los compradores, una negociación que avanza en paralelo en Tokio, Seúl, Mumbai y Madrid. La señal de Horacio Marín, CEO de YPF, fue clara desde diciembre pasado: el banco tiene el mandato y el calendario es firme.
El reemplazo de Shell y Petronas dejó dos sillas vacías que ya están ocupadas
El proyecto cambió de socios sin perder velocidad. Shell se retiró en 2024 alegando reordenamiento global de prioridades, y Petronas siguió el mismo camino unos meses después. La salida hubiera sido un golpe terminal en cualquier otro contexto. Pero el FID aún en preparación abrió la puerta para ingresar a Eni —que aporta know-how en FLNG operativos en Mozambique e Indonesia— y a XRG, que pone capital y demanda asegurada para el mercado de Asia central y el subcontinente indio. ADNOC ya es uno de los mayores exportadores de GNL del Golfo y conoce la operación de plantas flotantes mejor que la mayoría de sus pares regionales.
La conformación queda así: YPF como operador y socio principal, Eni con expertise de FLNG, XRG con musculatura financiera y comercial. El reparto accionario fino se cierra junto con el FID.
Lo que está en juego para Neuquén
El gas viajará licuado, pero se produce en Vaca Muerta. Cada 1 mtpa de capacidad de exportación adicional implica entre 130 y 150 millones de metros cúbicos diarios de producción incremental sostenida durante 20 años. La Fase 3 sola requerirá expandir gasoductos troncales, agregar plantas de tratamiento, multiplicar fracturas anuales y profundizar la red de infraestructura logística sobre la Ruta Provincial 7 y la Ruta Nacional 22. Los ingresos por regalías de la provincia, que ya representan más de la mitad de la recaudación propia, reciben un segundo escalón si el proyecto cierra el FID.
La inversión también desbloquea el régimen especial para GNL que el gobierno provincial enviará en mayo a la Legislatura, un trade que Neuquén21 viene siguiendo: el canje de áreas de hidrocarburos a cambio de obras viales sobre las rutas 7 y 22 por USD 150 millones, con un eventual segundo tramo de USD 30 millones más, está pensado precisamente para sostener el flujo logístico que la fase de construcción de Argentina LNG va a exigir.
Los riesgos que JP Morgan tiene que despejar
El banco no llega con un cheque en blanco. Tres condiciones tienen que alinearse antes de firmar. La primera es macroeconómica: estabilidad cambiaria y reglas claras de repatriación de divisas, dos variables que el gobierno argentino mostró voluntad de cuidar bajo el RIGI pero que aún tienen que probarse en una operación de este tamaño. La segunda es contractual: los offtake agreements con compradores asiáticos y europeos a 15 o 20 años, sin los cuales el flujo de caja proyectado no soporta la deuda. La tercera es regulatoria: el régimen GNL provincial y nacional tiene que dar previsibilidad fiscal hasta 2050.
Cada una de las tres puede empujar el FID al cuarto trimestre del año si se demora. El propio Marín admitió que el calendario es ajustado pero alcanzable.
La ventana 2026-2031
La pregunta que se hacen los operadores en Houston, Doha y Singapur es si Argentina aprovecha el momento. Estados Unidos absorbió la mayor parte de la demanda incremental de GNL desde la guerra de Ucrania; Qatar despliega su nueva capacidad NorthField; Mozambique y Tanzania compiten por el mercado asiático. Argentina llega tarde a la ola, pero llega con costos de upstream entre los más bajos del mundo y reservas que lo posicionan como un proveedor confiable hacia 2035. El FID de mediados de 2026 es la última chance de subirse al ciclo antes de que el mercado global se sature.
Para Neuquén, el dato concreto es el cronograma. Si el FID cierra en julio o agosto de 2026, las obras de construcción de la Fase 3 arrancan a fines de 2027. Y la economía provincial entra a una nueva curva: la del ciclo de exportaciones masivas, no solo de petróleo, también de gas natural licuado.
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