Nueve entidades internacionales de tres continentes quedaron involucradas en un financiamiento de u$s900 millones destinado a construir infraestructura para exportar el gas de Vaca Muerta.
Santander, Citi, JPMorgan e Itaú actuaron como joint lead arrangers del financiamiento. BBVA, Bladex, Barclays, ICBC y Bank of China completaron el sindicato de entidades participantes, según informó el estudio Milbank, que asesoró a los bancos.
Es decir, Wall Street, Europa y dos de los mayores bancos chinos en la misma operación argentina.
El préstamo fue cerrado por San Matías Pipeline, la sociedad creada por los accionistas de Southern Energy para construir el gasoducto que abastecerá su proyecto de GNL.
La operación cubre cerca del 70% de una inversión que demandará unos u$s1.300 millones. Los aproximadamente u$s400 millones restantes los aportan los socios: Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.
Porque cambia quién asume el riesgo, y eso es lo que marca el regreso efectivo del financiamiento internacional a la Argentina.
Milbank define a la transacción como el primer financiamiento non-recourse de gran escala para infraestructura vinculada al GNL en Argentina.
En términos simples: en una operación non-recourse, la capacidad de repago está asociada a los flujos que genere el propio proyecto, no al balance de sus accionistas. Si el gasoducto no funciona, los bancos no pueden ir contra YPF o Pampa Energía a reclamar el dinero.
Eso implica que las nueve entidades evaluaron el proyecto en sí mismo (su viabilidad técnica, sus contratos de venta, su flujo proyectado) y decidieron que el riesgo argentino era asumible sin garantía corporativa detrás.
Es la diferencia entre prestarle a una empresa argentina y prestarle a un proyecto argentino. La segunda es mucho más difícil de conseguir y mucho más significativa como señal.
Mariano Iriarte, especialista en project finance de infraestructura energética, explica por qué ese cambio de estructura es el dato de fondo: "Pasar de financiamiento corporativo a project finance significa que el mercado internacional dejó de ver a la Argentina como un riesgo país indiferenciado y empezó a evaluar proyectos individuales."
Para el experto, "un banco que acepta una estructura non-recourse está diciendo que confía en el contrato de venta de gas más que en el balance del accionista. Eso no pasaba desde hace más de una década".
El caso de San Matías Pipeline no es aislado. Es una pieza más en un proceso que empezó a tomar forma en los últimos meses.
El antecedente de mayor escala es Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). En julio de 2025, las petroleras del proyecto consiguieron un préstamo sindicado por u$s2.000 millones, equivalente al 70% del capital para construir el oleoducto entre Neuquén y Punta Colorada, en Río Negro. El crédito se otorgó a cinco años y a una tasa de SOFR más 5,5%.
En litio, Rio Tinto cerró en marzo un paquete de hasta u$s1.175 millones para Rincón, su proyecto en Salta con una inversión total de u$s2.500 millones. El financiamiento reúne a la Corporación Financiera Internacional (IFC), BID Invest, el Banco Japonés para la Cooperación Internacional (JBIC) y Export Finance Australia.
BID Invest anunció un financiamiento de hasta u$s700 millones para Sal de Oro, el proyecto de POSCO entre Salta y Catamarca, con hasta u$s250 millones del organismo y la posibilidad de movilizar otros u$s450 millones.
El cobre muestra condiciones más exigentes. McEwen Copper consiguió u$s240 millones para Los Azules, en San Juan, mediante un préstamo a cuatro años y una tasa del 12% anual. Société Générale trabaja en la estructura de deuda que necesitará el proyecto para llegar a construcción.
Esa diferencia de tasas entre sectores es reveladora. El gas y el litio consiguen condiciones internacionales competitivas, el cobre todavía paga una prima considerable.
La fila es larga y los montos crecen.
VMOS prepara una nueva incursión en el mercado de deuda para completar el financiamiento del oleoducto, con obligaciones negociables por u$s200 millones.
Pampa Energía necesitará deuda para Fértil Pampa, la planta de urea de u$s2.700 millones que construirá en Bahía Blanca. BID Invest tiene en evaluación una estructura de hasta u$s1.800 millones, que combinaría recursos propios del organismo con fondos movilizados y préstamos paralelos.
La mayor prueba será Argentina LNG. YPF, Eni y XRG trabajan en un paquete de financiamiento de alrededor de u$s15.000 millones, con JPMorgan y Santander involucrados en la estructuración y conversaciones con otros bancos y agencias internacionales.
Para dimensionar, ese único paquete equivale a más de dieciséis veces el préstamo del gasoducto de San Matías.
Un rol más importante del que suele reconocerse, y que explica parte del regreso del financiamiento.
La composición del paquete de Rio Tinto lo muestra con claridad: no todo el capital llega directamente desde bancos comerciales. Agencias de crédito a la exportación y organismos financieros internacionales están funcionando como vía para canalizar y movilizar recursos hacia proyectos argentinos.
El mecanismo es concreto. Cuando la IFC o el BID Invest entran en una operación, reducen el riesgo percibido por los bancos comerciales, que se suman con condiciones mejores de las que ofrecerían solos. Es lo que en la jerga se llama efecto catalizador.
Esa arquitectura es la que permite que proyectos de u$s2.500 millones en la Puna salteña o de u$s2.700 millones en Bahía Blanca consigan financiamiento en un país con riesgo país por encima de los 500 puntos básicos.
Lucila Ferrán, consultora económica, señala el límite de este proceso: "El project finance funciona cuando hay contratos de venta en dólares con contrapartes internacionales y marcos regulatorios estables durante toda la vida del proyecto. Por eso el gas y el litio consiguen plata y el mercado interno no. La pregunta que ningún banco responde todavía es si esta ventana sigue abierta después de las elecciones de 2027".