Así lo indicó el sitio especializado EconoJournal. Esa alternativa (gas húmedo) no había sido contemplada por la Secretaría de Energía cuando se lanzó el esquema promocional a mediados de 2024 bajo el paraguas de la Ley Bases, por considerar que ese tipo de inversión en perforación de pozos no requería de facilitación alguna.

Cabe recordar que YPF y ENI firmaron este martes un acuerdo para la incorporación de XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas de ADNOC. La mayor empresa de energía de Emiratos �rabes se convirtió así en el tercer socio del proyecto de GNL, que demandará una inversión estimada de al menos US$ 30.000 millones.

Fuentes vinculadas al desarrollo del proyecto precisaron que los socios tienen la intención de firmar en 30 días los acuerdos de asociación definitivos, pero mientras tanto se buscará avanzar en tres aspectos normativos que se vienen trabajando con la Secretaría de Energía que depende del Ministerio de Economía, y los gobernadores de Neuquén y Río Negro.

El primero de ellos es lo que se definió como “la reglamentación final del RIGI� para el proyecto integral de LNG; el otro es una ley que deberá sancionar la Legislatura de Río Negro para dar el marco legal al desarrollo de esta plataforma exportadora, y el último la firma de las Concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (Cench) que permitan el ingreso de Eni y ADNOC.

Los cambios en el RIGI buscan incorporar una alternativa no contemplada en la reglamentación original que realizó el Gobierno nacional el 23 de agosto del año pasado, mediante el Decreto 749/2024. Entre los sectores y proyectos que tienen posibilidad de acceder al régimen se incluye la actividad del upstream de gas seco destinado a exportación, pero los pozos gasíferos que también incluyen líquidos dentro de la ventana de gas húmedo de Vaca Muerta quedaron en una zona gris con una posibilidad cierta de no ser incluidos dentro del régimen. Fuentes privadas señalaron a EconoJournal que el área energética del gobierno trabaja para clarificar regulatoriamente esa situación y permitir que los proyectos de inversión en área de gas húmedo estén alcanzados por el RIGI.

Eso fue lo que le propusieron YPF y sus socios hace algunos meses meses al Ejecutivo. "Se está trabajando en una ampliación de la reglamentación del RIGI que permita aclarar que aquellas áreas que sean predominantemente gasíferas, pero que tengan líquidos asociados —como por ejemplo Aguada de la Arena y Rincón de la Ceniza, recientemente adquirida por YPF a TotalEnergies— están comprendidas dentro del gas dedicado a exportación. Eso no es lo mismo que decir que se incluyen pozos petroleros", reconoció a este medio una fuente oficial.

Ese objetivo en el upstream de Vaca Muerta cambió en los últimos meses cuando los técnicos de Shell y Eni señalaron a YPF la conveniencia de no trabajar en áreas de gas seco, que es lo que requiere la producción de GNL, sino con yacimientos de gas rico. "Los proyectos de GNL en la Argentina están buscando desarrollar áreas de gas húmedo, es decir que tienen gas, pero también tienen muchos líquidos. Las economías de esas áreas son mejores", aclaró la misma fuente.

Marín explicitó desde Abu Dhabi que “para poder avanzar en el financiamiento se necesita cerrar los acuerdos definitivos con Eni y XRG y luego proceder con cuestiones regulatorias para poder terminar de acceder al RIGI. En proyectos como este, el capital es intensivo y los FID que se firman en Oil&Gas son por el 70%, aunque se espera que por la magnitud de Argentina LNG se pueda obtener más, el resto se aporta en equity por los socios".