La petrolera estatal acordó hasta US$6.000 millones con el Exim Bank estadounidense e iniciará en febrero el tendido del gasoducto de 48 pulgadas para licuar la producción de Vaca Muerta.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó que la compañía proyecta iniciar en febrero las obras de infraestructura del consorcio Argentina LNG, tras acordar una línea de financiamiento de hasta US$6.000 millones con el Export-Import Bank de Estados Unidos. El ejecutivo precisó en declaraciones radiales que restan tres cartas de compromiso para completar la estructuración financiera del desarrollo exportador de gas no convencional.
El esquema internacional asocia a la petrolera de bandera con la firma italiana Eni y la operadora XRG, división de inversiones de la compañía emiratí ADNOC. Según detalló Marín, “lo que firmamos la semana pasada con el Exim Bank, de hasta US$6.000 millones para el proyecto Argentina LNG, que es YPF, Eni y XRG, es un cambio muy difícil de explicar”, al evaluar la incorporación de financiamiento multilateral a la extracción de hidrocarburos.
El programa contempla el tendido de un gasoducto troncal de 48 pulgadas de diámetro dedicado al transporte y procesamiento del fluido extraído de la formación neuquina hacia la terminal marítima. La conducción permitirá derivar volúmenes comparables con la producción histórica del país hacia los mercados externos, en una etapa sustentada técnicamente en la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones.
Metas operativas y proyección petrolera
El plan trazado por la conducción de la empresa y el equipo del ministro Luis Caputo fija el inicio de los movimientos técnicos de suelo para el cierre del período estival. “Se larga el LNG y en febrero empezamos a hacer las obras”, ratificó Marín respecto al cronograma del consorcio, mientras gestiona la incorporación de entidades bancarias adicionales para cubrir las garantías restantes del proyecto.
En el segmento de crudo, las previsiones de la compañía ubican la extracción nacional en un millón de barriles diarios hacia comienzos de 2027. La marca histórica de bombeo dependerá de la capacidad de evacuación instalada en las cuencas productivas y de la vigencia de las condiciones fiscales de exportación acordadas con las operadoras privadas y los sindicatos petroleros. (Agencia OPI Santa Cruz)
