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Bank of America (BofA) puso bajo la lupa el megaproyecto Argentina LNG y llegó a una conclusión más que contundente: su desarrollo podría transformar la escala de YPF, sumar miles de millones de dólares de valor para sus accionistas y posicionar al país como un proveedor relevante en el mercado mundial de gas natural licuado.
En un informe fechado el 24 de agosto, la entidad calculó que las dos primeras fases del proyecto podrían alcanzar un valor presente neto de u$s 11.300 millones para el consorcio. De ese total, alrededor de u$s 4.100 millones corresponderían a YPF por su participación del 36%.
El banco, además, mantuvo su recomendación de compra para los ADR de la petrolera y estableció un precio objetivo de u$s 65, que implica un potencial de suba cercano al 27% frente a los u$s 51,18 considerados en el reporte.
Sin embargo, existe una distinción central en la discusión: Bank of America todavía no incorporó Argentina LNG a su valuación formal de YPF. Sucede que el gigante de Wall Street esperará a que se anuncien “las decisiones finales de inversión para reconocer el valor proyectado”, por lo que en la potencial suba de 27% todavía no está el desarrollo.
Así, el LNG aparece por el momento como una fuente adicional de potencial para la acción, pero no como un negocio cuya concreción esté completamente asegurada.
Cuánto puede generar el megaproyecto de YPF
Argentina LNG es desarrollado por YPF, con una participación del 36%; la petrolera italiana Eni, con el 32%; y XRG, la plataforma internacional de inversiones energéticas de ADNOC, con otro 32%.
El proyecto contempla integrar la producción de gas húmedo de Vaca Muerta con gasoductos, instalaciones de tratamiento y unidades flotantes de licuefacción ubicadas frente a la costa de Río Negro.
La primera fase prevé dos buques propios con capacidad conjunta para producir 12 millones de toneladas anuales de LNG. El consorcio apunta a tomar la decisión final de inversión durante el segundo semestre de 2026 y comenzar las exportaciones en 2031.
El BofA estima que esta etapa tendría una tasa interna de retorno apalancada del 23% y un valor presente neto de u$s 6.500 millones para el consorcio. La porción correspondiente a YPF alcanzaría aproximadamente los u$s 2.400 millones.
La segunda fase incorporaría un tercer buque con capacidad de seis millones de toneladas anuales. De esa manera, Argentina LNG podría alcanzar una capacidad total de 18 millones de toneladas.
La decisión de inversión para esta ampliación se tomaría entre 2027 y 2028, mientras que la puesta en marcha está prevista para 2032. Para esta etapa, el banco proyecta una tasa interna de retorno del 28% y un valor presente de u$s 4.800 millones, de los cuales alrededor de u$s 1.700 millones corresponderían a YPF.
Una vez que las dos fases estén operando cerca del 90% de su capacidad, Bank of America calcula que el proyecto podría generar más de u$s 12.000 millones anuales de EBITDA. La participación de YPF representaría alrededor de u$s 4.300 millones.
Por qué el LNG volvió al centro del mercado
El interés por Argentina LNG se aceleró después de la escalada del conflicto en Medio Oriente. Según el informe, aproximadamente el 20% del LNG comercializado mundialmente durante 2025 atravesó el estrecho de Ormuz.
La interrupción de buena parte de las exportaciones de Qatar, combinada con la caída de los inventarios europeos y la recuperación de la demanda asiática, cambió la discusión dentro del mercado energético.
Lo que hasta hace poco parecía dirigirse hacia un escenario de sobreoferta se convirtió en un mercado mucho más preocupado por la seguridad, la confiabilidad y la diversificación geográfica de los suministros.
En ese contexto, BofA considera que Argentina ganó atractivo por contar con una base de recursos abundante y competitiva, acceso directo al Atlántico y una ubicación alejada de los principales puntos de tensión geopolítica.
El banco destacó que Vaca Muerta posee recursos técnicamente recuperables estimados en 308 billones de pies cúbicos de gas y 16.000 millones de barriles de petróleo y condensados.
En las áreas más productivas, el precio de equilibrio se ubicaría por debajo de u$s 2 por millón de BTU para el gas seco y húmedo. Esa economía coloca a la formación argentina entre los desarrollos no convencionales más competitivos del mundo.
Una inversión de u$s 51.000 millones
La solicitud presentada para incorporar Argentina LNG al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) contempla desembolsos por aproximadamente u$s 51.000 millones durante toda la vida del proyecto.
Según Bank of America, se trata de la mayor inversión privada contemplada en la historia argentina y del proyecto de mayor tamaño presentado hasta ahora bajo el RIGI.
La iniciativa requeriría alrededor de u$s 29.000 millones hasta 2031, cuando está previsto que comiencen a operar las dos primeras unidades flotantes.
De ese monto, aproximadamente u$s 24.000 millones se destinarían a infraestructura, incluidos los gasoductos, las plantas de tratamiento, las instalaciones portuarias y los buques de licuefacción. Otros u$s 5.000 millones se dirigirían al desarrollo inicial de las áreas y la perforación de los pozos necesarios para abastecer el complejo.
En su modelo de largo plazo, BofA estima que el desarrollo completo del upstream de la primera fase requerirá unos u$s 27.000 millones adicionales a lo largo de su vida útil.
El banco proyecta la perforación de 1.800 pozos, con un costo integral de aproximadamente u$s 13,5 millones por pozo. La producción alcanzaría un máximo cercano a 610.000 barriles equivalentes diarios en 2034.
La condición sin la cual el proyecto no cerraría
Pese a la calidad del recurso, Bank of America advirtió que el proyecto difícilmente podría avanzar sin los beneficios del RIGI.
La entidad calcula que el régimen elevaría la tasa interna de retorno de la primera fase desde 14% hasta 23%. Sin esos incentivos, su valor presente sería ligeramente negativo.
En la segunda fase, el RIGI incrementaría la rentabilidad estimada desde 20% hasta 28%.
“Sin el RIGI no habría proyecto Argentina LNG”, sintetizó el banco en uno de los apartados del informe.
El régimen reduce la alícuota del impuesto a las ganancias corporativas del 35% al 25%, elimina los derechos de exportación después de tres años, permite amortizaciones aceleradas y otorga acceso progresivo a las divisas generadas por las exportaciones.
También garantiza estabilidad fiscal, aduanera y regulatoria durante 30 años, un punto clave para una inversión que necesita financiamiento internacional y cuyos plazos de construcción y recuperación se extienden durante varias décadas.
El consorcio buscaría financiar entre el 60% y el 70% de la infraestructura mediante deuda de proyecto. BofA empleó en su modelo un apalancamiento del 65% y un costo financiero equivalente a la tasa SOFR más 4,5 puntos porcentuales.
Los riesgos que todavía enfrenta YPF
El informe identifica varios desafíos antes de que Argentina LNG pueda convertirse en una fuente concreta de valor.
El primero es la ejecución: el proyecto requiere construir prácticamente desde cero una infraestructura de más de u$s 50.000 millones y coordinar el desarrollo simultáneo de pozos, gasoductos, plantas de tratamiento y buques de licuefacción.
El segundo es el costo: si bien la productividad de Vaca Muerta ya se aproxima a la de las principales cuencas estadounidenses, los costos de perforación y terminación todavía son entre 30% y 40% superiores.
Bank of America atribuye esa brecha a la limitada capacidad de los servicios petroleros locales, una cadena de proveedores todavía en desarrollo y la menor escala operativa frente a Estados Unidos.
También existe sensibilidad frente al precio internacional del LNG. El escenario base utiliza un valor de u$s 8 por millón de BTU. Si el precio bajara a u$s 6, la rentabilidad de la primera fase caería del 23% al 16%. En cambio, con un precio de u$s 10, subiría hasta 28%.
Además, los bloques que abastecerían la segunda fase todavía no fueron definidos. YPF y sus socios podrían necesitar adquirir nuevas áreas para garantizar el gas requerido por el tercer buque.
