JPMorgan Chase y Banco Santander lideran la estructuración de un financiamiento de Argentina LNG de entre US$ 14.000 y 15.000 millones para la infraestructura del proyecto. Así lo reveló Bloomberg el 24 de agosto, citando a personas con conocimiento directo de la negociación.
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El monto financiará los dos gasoductos que cruzarán el país, la planta separadora de líquidos y las dos unidades flotantes de licuefacción que convertirán el gas en GNL, la sigla de gas natural licuado que se transporta en barco. YPF, la italiana Eni y la emiratí XRG proyectan instalar esas unidades frente a las costas del Golfo San Matías, en Río Negro.
Ese crédito cubriría entre el 58% y el 67% de los US$ 24.000 millones que demanda la infraestructura del proyecto. Ese tramo incluye los ductos, la planta y los buques, separado de la inversión en pozos y desarrollo de bloques en Vaca Muerta.
Los socios apuntan a definir la decisión final de inversión a fines de noviembre. Esa fecha activa los desembolsos comprometidos y los contratos de exportación de largo plazo.
Para el sector portuario que sigue el corredor de exportación de gas en Río Negro, la fecha de noviembre no es un dato administrativo. Esa fecha determina si las obras en San Antonio Este y Punta Colorada avanzan al ritmo previsto. Ahí ya avanzan la plataforma Combifloat C7, el tendido de fibra de Silica Networks y la llegada de los primeros tramos de ducto. O quedan sujetas a una renegociación posterior si el financiamiento se demora. La arquitectura financiera recién conocida explica, además, por qué esas obras avanzan en paralelo a una negociación bancaria que todavía no cerró.
Cómo se reparte el financiamiento
El esquema separa dos vehículos. Midco concentra la deuda de infraestructura que ahora negocian JPMorgan y Santander junto con otras entidades y agencias de crédito a la exportación. Upco ARLNG I, en cambio, canaliza la producción de gas. Ahí YPF retiene el 36% y Eni y XRG el 32% cada una. Ese reparto figura en la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), presentada este mes.
La separación permite que el repago del crédito dependa de los ingresos futuros del proyecto, no del balance de los accionistas. Esos ingresos provienen de contratos de exportación de largo plazo con compradores de grado de inversión. Es el mecanismo habitual del project finance, el esquema de financiamiento que ata la deuda al flujo de caja futuro de una obra.
Qué construye el crédito
Las dos unidades flotantes de licuefacción sumarán una capacidad de 12 millones de toneladas anuales. Las compañías dejan margen para escalar esa cifra hasta 18 millones de toneladas. Eso ubicaría al proyecto entre las mayores instalaciones flotantes de GNL del mundo. El gas se extraerá en Neuquén y se transportará hasta Río Negro por los ductos que financia Midco. Ahí se licuará en las unidades ancladas frente al Golfo San Matías, con exportaciones proyectadas desde 2031.
La cifra tiene una referencia relevante para el mercado financiero argentino. Los US$ 14.000 a 15.000 millones que negocian JPMorgan y Santander superan el acuerdo de US$ 20.000 millones con el Fondo Monetario Internacional. Bloomberg remarcó esa comparación, aunque se trata de instrumentos distintos. El acuerdo con el FMI es deuda soberana; el crédito de Argentina LNG es financiamiento privado respaldado por los ingresos del proyecto.
Bloomberg aclaró que las negociaciones no tienen todavía una decisión definitiva y que los términos pueden cambiar. JPMorgan no respondió a la consulta de la agencia. Santander, YPF, Eni y XRG optaron por no hacer comentarios. Esa reserva es consistente con el resto del proceso: la solicitud de adhesión al RIGI, que las tres compañías presentaron este mes, tampoco detalló el cronograma de obra portuaria. Ese cronograma quedará atado a la fecha en que cierre el financiamiento.
